Методика поверки «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти Узунского месторождения ОАО "Славнефть-Мегионнефтегаз"» (МЦКЛ.0282.МП)

ЗАКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО КОНСАЛТИНГО-ИНЖИНИРИНГОВОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ «МЕТРОЛОГИЧЕСКИЙ ЦЕНТР ЭНЕРГОРЕСУРСОВ» (ЗАО КИП «МЦЭ»)

^^Твнеп^льный директор КИП «МЦЭ»

у fe/Z’MeTpwniHecaB Ф — \А* ЛО\«.

SK\o'X*_n

ГОСУДАРСТВЕННАЯ СИСТЕМА ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЕДИНСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

ИНСТРУКЦИЯ

Система измерений количества и показателей качества нефти Узунского месторождения ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»

МЕТОДИКА ПОВЕРКИ

МЦКЛ.0282.МП

Москва

2019

• 1 Операции поверки

• 2 Средства поверки

• 3 Требования безопасности

• 4 Условия поверки

• 5 Подготовка к поверке

• 6 Проведение поверки и обработка результатов

• 7 Оформление результатов поверки

Приложение А (обязательное) Перечень нормативных документов на поверку СИ,

входящих в состав СИКН

Приложение Б (обязательное) Форма протокола поверки ИК массового расхода

Настоящая инструкция распространяется на единичный экземпляр системы измерений количества и показателей качества нефти Узунского месторождения ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз», заводской № 01 (далее - СИКН) и устанавливает объем, порядок и методику первичной и периодической поверки в процессе эксплуатации.

Для СИКН установлен комплектный метод поверки.

Интервал между поверками СИКН - один год.

• 1.1 При проведении поверки должны быть выполнены операции, указанные в таблице 1.

Таблица 1 - Операции поверки

• 2.1 Перечень средств измерений (далее - СИ), эталонов и вспомогательного оборудования, применяемых при проведении поверки:

• - рабочий эталон 1 или 2-го разряда из части 2 ГПС по приказу Госстандарта от

27.02.2018  №  256, трубопоршневая поверочная установка (ТПУ), с диапазоном

воспроизведения значений объемного расхода, соответствующего диапазону измерений СИКН,

• - преобразователь плотности жидкости измерительный 7835, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 15644-06 (15644-01 или 52638-13) (далее - поточный преобразователь плотности);

• - комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-03, регистрационный номер 19240-05 (далее-ИВК),

• - термогигрометр ИВА-6, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде (далее - регистрационный номер) 46434-11, диапазон измерений относительной влажности от 0 до 90 % с абсолютной погрешностью ±2 %, диапазон измерений относительной влажности от 90 до 98 % с абсолютной погрешностью ±3 %, диапазон измерений температуры от минус 20 °C до плюс 60 °C с абсолютной погрешностью ±0,3 °C, диапазон измерений относительной влажности от 0 до 98 %, основная допускаемая абсолютная погрешность в диапазоне от 0 до 90 %, не более ±2 %, в диапазоне от 90 до 98 %, не более ±3 %; диапазон измерений атмосферного давления от 700 до 1100 гПа с абсолютной погрешностью, ±2,5 гПа;

• - персональный компьютер с установленным программным обеспечением «Автоматизированное рабочее место оператора «АРМ-Вектор» (далее - ПО АРМ оператора).

• 2.2 Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение MX СИКН и/или СИ, входящих в ее состав, с требуемой точностью.

• 2.3 Все применяемые эталоны должны иметь действующие свидетельства об аттестации, СИ должны быть исправны и иметь действующие свидетельства о поверке или знаки поверки.

• 3.1 При проведении поверки соблюдают требования безопасности, определяемые:

• - правилами безопасности труда, действующими на предприятии, где проводят поверку;

• - правилами безопасности, изложенными в эксплуатационной документации на СИКН, а также в эксплуатационной документации на компоненты, входящие в ее состав;

• - «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности», утверждёнными приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 12.03.2013 № 101;

• - «Общими правилами взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств»;

• - «Правилами технической эксплуатации электроустановок»;

• - «Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей»;

• - другими нормативными документами, действующими в сфере безопасности.

• 3.1 Надписи и условные знаки, выполненные для обеспечения безопасной эксплуатации СИКН должны быть четкими.

• 3.2 Доступ к обслуживаемым при поверке компонентам СИКН и оборудованию должен быть свободным. При необходимости должны быть предусмотрены лестницы и площадки или переходы с ограничениями, соответствующие требованиям безопасности.

• 3.3 Использование элементов обвязки, не прошедших гидравлические испытания, запрещается.

• 3.4 При появлении течи нефти, загазованности и других ситуаций, нарушающих нормальный ход работ, работы прекращают. В дальнейшем обслуживающий персонал руководствуется эксплуатационными документами на СИКН.

• 3.5  К выполнению поверки допускают лиц, достигших 18 лет, годных по состоянию здоровья, прошедших обучение и проверку знаний требований охраны труда в соответствии с ГОСТ 12.0.004-2015, имеющих квалификационную группу по технике безопасности не ниже II в соответствии с «Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей», прошедших обучение, проверку знаний, изучивших настоящую инструкцию, эксплуатационную документацию на СИКН и средства поверки.

• 4.1 Комплектность и условия поверки СИКН и ее измерительных компонентов, должны соответствовать требованиям ее технической и эксплуатационной документации. Все измерительные компоненты и измерительные каналы (далее - ИК) массового расхода СИКН должны быть исправны. При определении MX ИК и/или измерительных компонентов СИКН должны соблюдаться условия поверки, изложенные в настоящей инструкции и документах на методики поверки измерительных компонентов.

• 4.2 Условия проведения поверки должны соответствовать рабочим условиям эксплуатации СИКН, оговоренным в эксплуатационной документации СИКН, при этом:

• - температура окружающего воздуха в помещении СИКН - от плюс 5 до плюс 40 °C;

• - относительная влажность окружающего воздуха в помещении СИКН - до 95 %;

• - атмосферное давление в помещении СИКН - от 84 до 106,7 кПа.

• 4.3 При определении MX ИК массового расхода соблюдают следующие условия:

• - давление и температура нефти должны находиться в рабочем диапазоне;

• - отклонение массового расхода нефти в точке диапазона расходов в процессе определения MX не должно превышать ±2,5 % от заданного значения;

• - изменение (отклонение) температуры нефти за период одного измерения в точке диапазона расходов должно быть не более 0,2 °C;

• - появление свободного газа в нефти должно быть исключено;

• - избыточное давление нефти в технологической схеме определения ИК массового расхода должно быть не менее 100 кПа;

• - параметры питающего напряжения должны соответствовать условиям эксплуатации СИКН и настоящей программы;

• - клапаны СИКН, протечки через которые могут влиять на достоверность измерений при определении MX, должны быть герметичны;

• - экспериментальная часть определения MX ИК массового расхода выполняется после достижения температурной стабильности (после прогрева счетчика-расходомера массового Micro Motion CMF 200 и ТПУ).

• 5.1 Перед проведением поверки должны быть проведены следующие подготовительные работы:

• - проверяют конфигурацию измерительного преобразователя (при необходимости конфигурацию корректируют), выполняют установку нуля счетчика-расходомера массового Micro Motion CMF 200 (далее - СРМ) в соответствии с инструкциями по эксплуатации производителя;

• - проверяют конфигурацию СРМ и ТПУ в ИВК, в том числе проверяют значения хранимых констант, коэффициентов, уставок, диапазонов измерений, параметры определения MX ИК массового расхода (включая значения расходов точек рабочего диапазона расходов) и т.д., при необходимости конфигурацию корректируют в соответствии с рекомендациями эксплуатационной документацией СИКН;

• - проверяют готовность измерительных компонент СИКН, используемых при определении MX ИК массового расхода, в соответствии с требованиями их эксплуатационной документации и документации СИКН,

• - определяют рабочий диапазон расходов ИК массового расхода, для которого должна быть построена градуировочная характеристика и определены MX;

• - проверяют, что все дренажные и воздушные клапаны закрыты;

• - подключают ТПУ к соответствующему блоку измерительных линий и выбранной измерительной линии;

• - проверяют герметичность технологической схемы (оборудования и трубопроводов);

• - удаляют воздух (газ) из ТПУ и верхних точек технологических трубопроводов;

• - проверяют стабильность температуры и давления потока нефти (температуру и давление нефти считают стабильными, если их изменение (отклонение) в течение последних 5 минут не превышает 0,2°С и 50 кПа соответственно);

• - проверяют соблюдение условий, установленных в п. 3 данной программы.

• - осуществляют пробный запуск поршня в ТПУ, контролируют срабатывание детекторов ТПУ, отсутствие неисправностей, правильность работы и т.д.

• - при необходимости после пробного запуска из трубопроводов через штатные шаровые «воздушные» клапаны удаляют остатки свободного газа (воздуха).

• 5.2 Выполняют иные необходимые подготовительные и организационные работы в соответствии с требованиями эксплуатационной документации.

• 6.1 Внешний осмотр

  • 6.1.1 Путем внешнего осмотра проверяют соответствие требованиям технической и эксплуатационной документации:

• - комплектности СИКН,

• - условий эксплуатации СИКН;

• - внешнего вида, надписей и обозначений на компонентах СИКН, которые должны быть четкими и соответствовать их эксплуатационной документации;

• - заводских номеров, маркировки и пломбирования СИКН и компонент, входящих в ее состав.

• 6.1.1.1 Проверка соответствия рабочих условий и условий работы СИКН нормированным значениям для СИКН и компонент, входящих в ее состав.

• 6.1.1.2 Результаты проверки считают положительными, если установлено полное соответствие комплектности, маркировки, условий эксплуатации, пломбировки составных частей СИКН требованиям эксплуатационной документации, а также отсутствие повреждений и дефектов, препятствующих проведению поверки.

• 6.2 Опробование

  • 6.2.1 При опробовании осуществляется проверка функционирования СИКН и проверка идентификационных данных программного обеспечения (ПО).

  • 6.2.2 При проверке функционирования, производятся процедуры по подготовке к использованию СИКН по назначению, предусмотренные руководством (инструкцией) по эксплуатации СИКН, с получением результатов измерений на ПО АРМ оператора.

  • 6.2.3 Проверку идентификационных данных ПО АРМ оператора проводят в соответствии с разделом 7 руководства (инструкции) по эксплуатации СИКН.

  • 6.2.4 Результаты опробования считают положительными, если работа СИКН и ее составных частей проходит в соответствии с эксплуатационной документацией, СИКН не выдает никаких сообщений об ошибке, и идентификационные данные ПО АРМ оператора соответствуют указанным в разделе «Программное обеспечение» описания типа СИКН.

6.3 Определение метрологических характеристик

• 6.3.1 При определении MX СИКН должны быть выполнены операции, приведенные в таблице 2.

Таблица 2 - Операции, проводимые при определении MX

• 6.3.2 Проверка результатов поверки СИ (за исключением СРМ), входящих в состав

• 6.3.2.1 Комплектность СИКН на момент поверки в соответствии с формуляром (перечень основных измерительных и измерительно-вычислительных компонент, входящих в состав СИКН в соответствии с описанием типа СИКН).

• 6.3.2.2 Проверяют наличие действующего знака поверки и (или) свидетельства о поверке и (или) записи в формуляре, заверенной подписью поверителя, проводившего поверку СИ, и знаком поверки, у СИ, входящих в состав СИКН (за исключением СРМ).

• 6.3.2.3 Поверка СИ, входящих в состав СИКН (за исключением СРМ), проводится в соответствии с их методиками поверки, приведенными в приложении А.

• 6.3.2.4 Результаты проверки по п.6.3.2 считают положительными, если у всех СИ, входящих в состав СИКН (за исключением СРМ) есть действующий знак поверки и (или) свидетельство о поверке, и (или) запись в паспорте (формуляре) СИ, заверенная подписью поверителя, проводившего поверку СИ.

• 6.3.3 Определение MX ИК массового расхода нефти СИКН

• 6.3.3.1 Все ИК массового расхода поверяются комплектным способом.

• 6.3.3 2 Определение MX выполняют для каждого ИК массового расхода, выполненного на основе СРМ, ИВК и ПО АРМ оператора СИКН.

• 6.3.3 3 Определение MX ИК массового расхода нефти выполняют на месте эксплуатации.

6 3.3 4 Комплектность СИКН на момент проведения испытаний в соответствии с формуляром.

• 6.3.3.5 Определение MX заключается в получении градуировочных коэффициентов СРМ в рабочем диапазоне массовых расходов нефти и оценивании относительной погрешности ИК массового расхода нефти.

• 6.3.3 6 MX определяют с использованием ТПУ, поточного преобразователя плотности, термопреобразователей (датчиков температуры) и преобразователей (датчиков) избыточного давления.

• 6.3.3.7 MX определяют в процессе эксплуатации в рабочем диапазоне массовых расходов. Рабочий диапазон массовых расходов каждого ИК массового расхода нефти устанавливает перед определением MX владелец СИКН

6 3.3 8 Определение MX проводят не менее чем при трёх значениях массового расхода из диапазона измерений массового расхода, установленного для СРМ (далее - точки расхода), включая минимальное и максимальное значения, промежуточные точки расхода выбираются с интервалом от 25 до 50 % от максимального значения. В каждой точке расхода для рабочей линии проводят не менее пяти измерений, для резервно-контрольной линии проводят не менее семи измерений. Для однонаправленной ТПУ прохождение поршня от одного детектора до другого принимают за одно измерение.

Если для двунаправленной ТПУ определена вместимость калиброванного участка как сумма вместимостей в обоих направлениях, то за одно измерение принимают движение поршня в прямом и обратном направлении, количество импульсов и время прохождения поршня в прямом и обратом направлениях суммируют.

Если для двунаправленной ТПУ определена вместимость калиброванного участка для каждого направления, то за одно измерение принимают движение поршня в каждом направлении.

• 6.3.3.8 Требуемые значения массового расхода устанавливают, начиная от минимального расхода диапазона массовых расходов, повышая в сторону максимального, или от максимального расхода диапазона массовых расходов, понижая до минимального расхода.

• 6.3.3.9 Производят необходимые технологические подключения ТПУ к СРМ из состава ИК массового расхода нефти MX которого должны быть определены.

• 6.3.3.10 Устанавливают требуемый массовый расход нефти.

• 6.3.3.11 При готовности ТПУ к работе с проверяемым ИК массового расхода нефти, проводят серию измерений для каждой j-ой точке массового расхода нефти.

• 6.3.3.12 Серия измерений для каждой j-ой точки массового расхода должна содержать не менее 5-ти измерений. Для каждого измерения в j-ой точке устанавливают не менее 5-ти и не более 15-ти циклов прохода поршня ТПУ. Количество циклов прохода поршня ТПУ в измерении конфигурируется пользователем СИКН.

• 6.3.3.13 Количество циклов прохода поршня выбирают, учитывая особенности СИКН, технологический режим перекачки нефти и свойства измеряемой нефти.

• 6.3.3.14 Перед началом серии измерений выдерживается период стабилизации. Во время этого периода происходит слежение за расходом, давлением и температурой между СРМ и ТПУ, чтобы убедиться, что они находятся в требуемых интервалах, согласно п. 3.10.

• 6.3.3.15 По установлению и стабилизации массового расхода нефти через СРМ проверяемого ИК массового расхода в j-ой точке диапазона массовых расходов, а также стабилизации температуры и давления запускается серия измерений.

• 6.3.3.16 Для определения средних значений за время измерения (время прохождения поршня между детекторами) ИВК периодически фиксирует значения следующих параметров:

• - температуры и избыточного давления нефти в ТПУ;

• - температуры и избыточного давления нефти в преобразователе плотности;

• - плотности нефти в преобразователе плотности.

При использовании термометров и манометров с визуальным отсчетом допускается фиксировать температуру и давление один раз за время прохождения поршня.

• 6.3.3.17 Обработку результатов измерений для определения относительной погрешности ИК массового расхода нефти выполняют с использованием данных ИВК по следующему алгоритму:

• 1) Массу нефти, определенную с помощью эталона за время i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода M_Tny(Ji}, т, вычисляют по формуле

МТПУ(ft) ~ ^Tny(ji) ' Ртпу _nn(ji) ‘     ’                               (1) где V_Tny(lt} - вместимость (объем) калиброванного участка ТПУ, приведенная к рабочим условиям (давлению и температуре нефти) в ТПУ для i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, м³, рассчитывается по формуле (2)

Ртпу пщм ~ плотность нефти, измеренная поточным преобразователем плотности и приведенная к рабочим условиям в ТПУ для i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, кг/м³, рассчитывается по формуле (3).

_ ВхТПУ (Ji) ⁺ ^ВыхТТТУ(р) 'тпу'(л) ~

р + р

I)       _ ВхТПУ(р) ' ¹ ВыхТПУ(р)

^Tny(ji) ~           7           >

где Г_о - вместимость (объем) калиброванного участка ТПУ при стандартных условиях (температура 20°С и избыточное давление равное 0 МПа), м³;

а_ст ~ температурный коэффициент линейного расширения материала стенок калиброванного участка ТПУ из паспорта на ТПУ, °C'¹;

^гтпу(р) ~ среднее значение температуры нефти в ТПУ за время i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, °C, рассчитывается по формуле (4);

¹вхгпу(^)> ^гвыхтпу(]1) - температура нефти, соответственно, на входе и выходе в ТПУ за время i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, °C;

¹пп(_Л)~ температура нефти около поточного преобразователя плотности за время i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, °C,

^глу(_у1)~ среднее значение избыточного давления нефти в ТПУ за время i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, МПа, рассчитывается по формуле (5);

^вхтпу(р)^ Рвыхтпу^) ~ избыточное давление нефти, соответственно, на входе и выходе в ТПУ за время i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, °C;

Р_Пп(_Л)~ Давление нефти около поточного преобразователя плотности за время i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, МПа;

D - внутренний диаметр калиброванного участка ТПУ, мм;

5- толщина стенок калиброванного участка ТПУ, мм;

Е- модуль упругости материала стенок калиброванного участка ТПУ из паспорта на ТПУ, МПа;

Рпп(р) ~ плотность нефти за время i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, кг/м³;

P - коэффициент объемного расширения при t_Tny(JI), 1/°С, определяют в соответствии с Р 50.2.076-2010;

у - коэффициент сжимаемости при t_TnyUl), 1/МПа, определяют в соответствии с Р 50.2.076-2010.

• 2) Массовый расход нефти через СРМ за время i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода О_(/(), т/ч, вычисляют по формуле

где ^тпу(р) ~ ^масса нефти, определенная с помощью эталона за время i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, т;

Т₀₀ - время i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, с.

• 3) Массовый расход нефти через СРМ в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода О_(/), т/ч, вычисляют по формуле

  
  

  (7)

  

где O_{jt) - массовый расход нефти через СРМ за время i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, т/ч;

и, - количество измерений в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, с.

• 4) Нижний и верхний предел рабочего диапазона измерений массового расхода (?_т1П, Отах » ^т/^ч> вычисляют по формулам

(8)

(9)

где б(у)^_ массовый расход нефти через СРМ в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, т/ч.

• 5) Массу нефти, определенную с помощью СРМ за время i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода      т, вычисляют по формуле

  
  
  

  (Ю)

где         количество импульсов от СРМ за время i-ro измерения в j-ой точке рабочего

диапазона измерений массового расхода, имп;

К_ш- коэффициент преобразования СРМ, имп/т.

• 6) Градуировочный коэффициент СРМ в рабочем диапазоне измерений массового расхода , г/с/мкс, вычисляют по формуле

(11)

где         “ среднее значение градуировочного коэффициента СРМ в j-ой точке рабочего

диапазона измерений массового расхода, г/с/мкс;

т - количество точек рабочего диапазона измерений массового расхода;

“ значение градуировочного коэффициента СРМ для i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, г/с/мкс;

л, - количество измерений в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода;

~ ^масса нефти, определенная с помощью средств поверки за время i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, т;

Л/_(?|) - масса нефти, определенная с помощью СРМ за время i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, т;

уст ~ градуировочный коэффициент, установленный в СРМ на момент проведения поверки СРМ, г/с/мкс.

• 7) Проводят проверку наличия грубых промахов в результатах измерений в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, 5, ., %, для это вычисляют среднее квадратическое отклонение (СКО) среднего значения градуировочного коэффициента СРМ в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода по формуле

  
  

где         ~ среднее значение градуировочного коэффициента СРМ в j-ой точке рабочего

диапазона измерений массового расхода, г/с/мкс;

К_л/(;() ^_ значение градуировочного коэффициента СРМ для i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, г/с/мкс;

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

Проверяют выполнение следующего условия

< 0,05%,                                 (15)

При невыполнении условия (15) выявляют причины грубых промахов в полученных результатах измерений и проводят повторно измерения. При выполнении условия (15) определяют пределы относительной погрешности ИК массового расхода.

• 8) Пределы относительной погрешности ИК массового расхода, 8_ИК, %, вычисляют по формуле где 8_тпу - пределы допускаемой относительной погрешности ТПУ, % (из свидетельства о поверке ТПУ, для ТПУ с двумя парами детекторов берут наибольшее значение), %;

  S,IK

  -  1 ‘yj^Trry +   +^р+ $ивк +    >	(16)
  ^=^•100-7^+^,	(17)
  8р = ^Рпп 100, Р ПП min	(18)

  С IS _ IS

  5,. - max

  X

  •100 ,

  >

  (19)

8_t - относительная погрешность, обусловленная погрешностями измерений температур в ТПУ и около поточного преобразователя плотности, %, определяют по формуле (17);

8 - относительная погрешность измерений плотности поточным преобразователем плотности, %, определяют по формуле (18);

8_ИВК- пределы допускаемой относительной погрешности преобразования входных электрических сигналов в значения физической величины, %;

8_К - относительная погрешность, обусловленная аппроксимацией градуировочной характеристики СРМ в рабочем диапазоне измерений массового расхода, %;

максимальное значение коэффициента объемного расширения нефти за время поверки, 1/°С;

^тпу~ пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры нефти, преобразователем температуры, установленным в ТПУ, °C, принимают равными ±0,35 °C в соответствии с приложением Б;

Ы_пп- пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры нефти преобразователем температуры, установленным около преобразователя плотности, °C, принимают равными ±0,35 °C в соответствии с приложением Б;

&р_пп- пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности нефти преобразователем плотности, kt/m^j, согласно паспорта на средство измерений или описанию типа;

Р/7/7т1п^{_ минимальное} значение плотности рабочей жидкости за время испытаний, кг/м³;

A"_a/(/) - среднее значение градуировочного коэффициента СРМ в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, г/с/мкс, определяется по формуле (12);

К_ч - градуировочный коэффициент СРМ в рабочем диапазоне измерений массового расхода, г/с/мкс, определяется по формуле (11).

Примечания к формуле (16):

• 1. Значения 8_ТПУ, 8,, д_Ивк* округляют до третьего знака после запятой.

• 2. Относительной погрешностью СРМ, вызванной изменением давления нефти при эксплуатации от значения, имеющего место при испытаниях, пренебрегают.

• 3. Относительная погрешность стабильности нуля для применяемых моделей преобразователей не определяется и в расчетах не применяется.

• 9) для ИК массового расхода СИКН проверяют выполнение условий:

- для ИК массового расхода СИКН, используемого в качестве рабочего

^<0,25%

- для ИК массового расхода СИКН, используемого в качестве резервно-контрольного

(21)

Если для ИК массового расхода СИКН не выполняются условия (20) или (21), соответственно, для рабочего и резервно-контрольного ИК массового расхода нефти, то выясняют причины, устраняют их и проводят повторные операции.

Результаты определения по п.6.3.3 считают положительными при выполнении, условия (20) и (21), соответственно, для рабочего и резервно-контрольного ИК массового расхода нефти.

Формирование протоколов выполняется с использованием данных из ИВК по завершению процесса определения MX всех ИК массового расхода СИКН. Форма протокола приведена в Приложении А.

• 10) Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти СИКН при выполнении условий (20) и (21) для соответствующих ИК массового расхода СИКН принимаются равными ±0,25 %. Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти СИКН принимают равными ±0,35 % (алгоритм вычисления ПО «Автоматизированное рабочее место оператора «АРМ-Вектор» в соответствии с аттестованной методикой измерений).

• 7.1 Результаты поверки оформляют протоколом по форме приложения Б.

• 7.2 Положительные результаты поверки удостоверяются свидетельством о поверке, оформленным в соответствии с действующими нормативными правовыми документами и (или) записью в формуляр на СИКН, заверяемой подписью поверителя, проводившего поверку, и знаком поверки.

• 7.3 Производят пломбировку СИ, входящих в состав СИКН, в соответствии с их эксплуатационной документацией и/или в соответствии с МИ 3002-2006.

• 7.4 При отрицательных результатах поверки СИКН к применению не допускают и в соответствии с действующими нормативными правовыми документами оформляют «Извещение о непригодности к применению».

Начальник аналитического отдела ЗАО КИП «МЦЭ»             Ю.В. Мишаков

(обязательное)

Перечень нормативных документов на поверку СИ, входящих в состав СИКН

СИ, входящих в состав СИКН

Таблица А. 1 -

на

ъ

Продолжение таблица А. 1

Продолжение таблица А. 1

ПРИЛОЖЕНИЕ Б

(обязательное) Форма протокола поверки ИК массового расхода

ПРОТОКОЛ №__

поверки ИК массового расхода СИКН с помощью ТПУ и преобразователя плотности

Место поверки:____________________________________Номер ИК____

СРМ: Модификация__________Заводской №___________

Тип преобразователя___________Заводской №_____________

ТПУ: Наименование__________Заводской №____________

Преобразователь плотности: Наименование___________Заводской №_____________

ИВК: Наименование__________Заводской №____________

Таблица 1 - Исходные данные

Продолжение таблицы 1

Окончание таблицы 1

Окончание таблицы 2

Таблица 3 - Результаты определения градуировочной характеристики в точках рабочего

Окончание таблицы 4

Примечание - протокол формируется отдельно по каждому ПК массового расхода нефти. По результатам поверки всех ПК массового расхода нефти СИКН делается заключение о годности к эксплуатации.

Подпись лица, проводившего поверку____________________I_________________

подпись                И.О. Фамилия

Дата проведения поверки «____»____________20___г.

19