Методика поверки «СЧЕТЧИКИ ГАЗА KTM100 РУС» (МП 0239-13-2015 с изменением №3)

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»

СОГЛАСОВАНО

И.о. директора филиала

ВНИИР - филиал ФГУП

«ВНИИМ им.Д.И.Менделеева»

03

А.С. Тайбинский 4» июня 2021 г.

РАЗРАБОТАНА

Всероссийским научно-исследовательским институтом расходометрии - филиалом Федерального государственного унитарного предприятия «Всероссийский научно-исследовательский институт метрологии им. Д.И. Менделеева» (ВНИИР - филиал ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева»)

Обществом с ограниченной ответственностью «НПП КуйбышевТелеком-Метрология» (ООО «НПП КуйбышевТелеком-Метрология»),

СОГЛАСОВАНА

Всероссийским научно-исследовательским институтом расходометрии - филиалом Федерального государственного унитарного предприятия «Всероссийский научно-исследовательский институт метрологии им. Д.И. Менделеева» (ВНИИ? - филиал ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева»)

Настоящая методика поверки распространяется на счетчики КТМЮО РУС (далее -счетчики), и устанавливает методику их первичной и периодической поверок.

Счетчики предназначены для измерений и вычислений объёмного расхода, объёма газа при рабочих и стандартных условиях, массового расхода различных неагрессивных и агрессивных газов и пара, в том числе природного, попутного нефтяного и факельных газов в однофазной области параметров.

Интервал между поверками - 4 года.

В настоящей методике использованы ссылки на следующие нормативные документы:

ГОСТ 12.2.007.10-87 Система стандартов безопасности труда. Установки, генераторы и нагреватели индукционные для электротермии, установки и генераторы ультразвуковые. Требования безопасности

ГОСТ 166-89 Штангенциркули. Технические условия

ГОСТ Р 50118-92 Термометры с вложенной щкалой длинные для точных измерений

ПР 50.2.006-94 Государственная система обеспечения единства измерений. Порядок проведения поверки средств измерений

ТУ 25-05-1664-74 Манометры и вакуумметры деформационные образцовые с условными щкалами типов МО и ВО

ГСССД МР 113-03 «Определение плотности, фактора сжимаемости, показателя адиабаты и коэффициента динамической вязкости влажного нефтяного газа в диапазоне температур 263...500 К при давлениях до 15 МПа»

Примечание - При применении настоящей инструкции целесообразно проверить действие ссылочных стандартов на территории Российской Федерации по соответствующему указателю стандартов, составленному по состоянию на 1 января текущего года, и по соответствующим информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящей инструкцией следует руководствоваться замененным (измененным) стандартом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

2 ОПЕРАЦИИ ПОВЕРКИ

При проведении поверки выполняют следующие операции: Таблица 1

Окончание таблицы 1

Имитационный метод может применяться для поверки счетчиков с пределом относительной погрешности измерений расхода газа указанным в таблице Б.1 приложения Б.

Допускается возможность проведения поверки отдельных измерительных каналов: времени, ввода аналоговых сигналов, вывода аналоговых сигналов. Результаты поверки оформляются согласно п.8 настоящей методики с указанием поверенных каналов._______

Таблица 1 (Измененная редакция, Изм. №2)

3 МЕТРОЛОГИЧЕСКИЕ И ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ К СРЕДСТВАМ ПОВЕРКИ

3.1. При проведении поверки применяют следующие средства поверки, указанные в таблице 1 а

Таблица 1а -Средства поверки

Окончание таблицы la

частотомер 43-63 диапазон измеряемых частот от 0,01 Гц до 20 МГц, по ДЛИ 2.721.007 ТУ; термометр сопротивления типа ТСП, пределы измерений от минус 20 °C до 70 °C, предел допускаемой погрещности 0,1%; образцовый манометр МО с верхним пределом измерений 25 МПа, класс точности 0,16 по ТУ 25-05-1664-74; поверочная расходоизмерительная установка, диапазон воспроизводимого объемного расхода должен соответствовать рабочему диапазону поверяемого счетчика, с пределом основной относительной погрещности ±0,3%._______

• 3.2 Программное обеспечение, устанавливаемое на персональный компьютер, предназначенное для конфигурирования, параметризации и диагностики счетчика. (Для стандартного исполнения счетчика - SOP AS ЕТ; для совмещенного исполнения счетчика - КТМ Smart Stream).

Для идентификации см. название и версию программного обеспечения:

• - SOPAS ЕТ версии не ниже 02.18;

• - КТМ Smart Stream версии не ниже 1.0.8.0.

• 3.3. Допускается использование других средств измерений, если они по свои.м характеристикам не хуже указанных в 3.1.

• 3.4. Все средства измерений должны быть поверены и иметь действующие свидетельства о поверке.

Раздел 3 (Измененная редакция, Изм. №3)

• 4.1. При проведении поверки соблюдают требования, определяемые:

• •  эксплуатационной документацией на поверяемые счетчики и средства поверки;

• •  правилами безопасности труда, действующими на предприятии;

• •  Федеральными нормы и правила в области промыщленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промыщленности».

• 4.2. К проведению поверки допускаются лица, имеющие квалификационную группу по технике безопасности не ниже II, прощедщие инструктаж по технике безопасности, и изучивщие руководства по эксплуатации счетчика и средств поверки.

• 4.3. Монтаж и демонтаж счетчика должны производиться при отсутствии давления в измерительной линии, за исключением моделей счетчика предусматривающих замену приемопередающих блоков без остановки процесса. Дополнительная информация о замене приемопередающих блоков указана в разделе «монтаж» эксплуатационной документации счетчика.

• 4.4. Заземление средств поверки должно осуществляться согласно требованиям ГОСТ 12.2.007.10-87.

При проведении поверки соблюдают следующие условия:

Перед проведением поверки выполняют следующие подготовительные работы:

• •  проверяют выполнение условий, изложенных в разделах 3,4, 5;

• •  подготавливают к работе поверяемый счетчик и средства поверки в соответствии с эксплуатационной документацией.

• 7.1 Внещний осмотр.

При внещнем осмотре проверяют:

• - правильность параметризации блока обработки информации;

соответствие комплектности поверяемого счетчика его технической документации;

• -  отсутствие механических повреждений счетчика и других дефектов, препятствующих его применению;

• - соответствие маркировки требованиям эксплуатационной документации;

отсутствие нарущений пломбировки (при наличии требования по пломбированию).

При проведении проверки параметризации блока обработки информации проверяют внесенные в память значения угла установки приемопередающих блоков, измерительного расстояния, внутреннего диаметра трубопровода в месте установки счетчика (или внутренний диаметр проточной части счетчика, для модификаций счетчика в комплекте с измерительным участком трубопровода с предустановленными приемопередающими блоками). Методика определения угла установки приемопередающих блоков и измерительного расстояния приведена в руководстве по эксплуатации, для каждого конкретного типа счетчика. Для определения требуемых расстояний и углов используют угломер и щтангенциркуль. Внутренний диаметр трубопровода допускается определять непосредственным измерением или методом измерения наружного диаметра трубопровода и толщины его стенки с последующим вычислением.

Примечание - Погрещность измерительных инструментов при определении наружного диаметра и толщины стенки трубопровода выбирают исходя из условия

si <0,3%,

где - наружный (номинальный) диаметр трубопровода;

Z)- внутренний диаметр трубопровода;

h - номинальная толщина стенки трубопровода;

погрешности СИ, применяемых для определения наружного диаметра трубопровода и толщины стенки.

Примечание - Проверка правильности параметризации блока обработки информации проводится при первичной поверке для модификаций счетчиков, предназначенных для врезки в трубопровод. Для счетчиков, поставляющихся с заводской трубной секцией параметризация блока обработки информации фиксируется в паспорте на счетчик.

• 7.2 Опробование.

• 7.2.1 Опробование заключается в проверке работоспособности поверяемого счетчика и его отдельных компонентов. Проверка может осуществляться при помощи программного обеспечения, указанного в пункте 3.2 настоящей методики, либо непосредственно при помощи встроенного интерфейса блока обработки информации.

• 7.2.2 В случае поверки счетчиков имитационным способом, при проведении опробования формируют отчет о состоянии счетчика, полученный по результатам самодиагностики, включающий в себя основные сведения о технических характеристиках счетчика (уровень усиления сигнала, соотношение сигнал шум и другие).

Счетчик считают выдержавшим проверку, если отчеты программного обеспечения документации

• 7.2.3 При поверке счетчиков проливным способом убеждаются показаний счетчика при изменении расхода газа в поверочной установке.

  в изменении

  (уменьшении)

Счетчик считают выдержавшим проверку, если при увеличении расхода наблюдается увеличение (уменьшение) показаний счетчика.

• 7.2.4 Подтверждение идентификации ПО.

Проверку идентификационных признаков ПО счетчика с помощью SOP AS ЕТ проводят, в соответствии с руководством по эксплуатации, следующим образом:

• - включить питание и дождаться завершения всех необходимых внутренних тестов

• - перейти в меню счетчика по координатам: MCU-P(SICK)/nanKa:

Диагностика/Вкладка: Информация о приборе/Строка Firmware CRC.

• - считать идентификационные признаки программного обеспечения

Для идентификации ПО счетчика с помощью программного обеспечения КТМ Smart Stream необходимо:

• - установить соединение счетчика с программным обеспечением;

• - перейти в меню «Регистры»;

• - найти регистры версии встроенного ПО и цифрового идентификатора (CRC);

• - считать значения данных регистров.

Счетчик считается прошедшим проверку, если идентификационные данные соответствуют указанным в описании типа.

Таблица 2- Идентификационные данные ПО

• 7.3 Определение метрологических характеристик.

• 7.3.1. Определение относительной погрешности измерений расхода газа.

• 7.3.1.1 Определение метрологических характеристик имитационным методом.

Примечание - Имитационный метод может применяться для поверки счетчиков с пределом относительной погрешности измерений расхода газа указанным в приложении Б

• 7.3.1.1.1 Определение метрологических характеристик счетчика без снятия с измерительной линии.

Работы проводятся при рабочем давлении.

Работы проводятся при стабильной температуре газа и окружаюшей среды.

Работы проводятся при стабильном компонентном составе измеряемой среды. Не должно наблюдаться изменение содержания каждого компонента более чем на ±1%, или его изменение не оказывает влияния на результат расчета теоретической скорости звука более чем на ±0,2%.

Проверка может осушествляться при помощи программного обеспечения для управления и диагностики, либо непосредственно при помощи встроенного интерфейса блока обработки информации.

(Измененная редакция, Изм. №3)

При определении метрологических характеристик счетчика без снятия с измерительной линии активируется контрольный цикл поверки (далее - контрольный цикл) и проводится контроль измерения скорости звука в среде. Контрольный цикл включает в себя комплекс диагностических процедур, отвечающий за контроль работоспособности составных частей счетчика, а также «контроль нулевой точки» (проверку работоспособности счетчика при нулевых значениях скорости газа) и «проверку диапазона» (проверку работоспособности счетчика при номинальных или максимальных значениях скорости газа).

• 7.3.1.1.1.1 Контроль нулевой точки.

С помощью специальной схемы в приемопередающих блоках сигналы, передаваемые преобразователями, могут воспроизводиться в первоначальном виде и без задержки. Передаваемые сигналы распознаются тем же приемопередающим блоком как принятые, усиливаются, демодулируются и обрабатываются. Фиксируется время, затраченное электроникой приемопередающего блока на модуляцию, усиление и демодуляцию сигнала. Эта процедура проводится поочередно для каждого приемопередающего блока.

Несоответствие амплитуды и/или формы сигналов прогнозируемым значениям свидетельствуют о дефекте преобразователей и/или электроники.

Разница во времени модуляции, усиления и демодуляции затраченном электроникой приемопередающих блоков, находящихся на одном ультразвуковом «пути» вызывает ошибку в измерении скорости потока.

Счетчик считается выдержавшим контроль, если отчеты SOPAS ЕТ программного обеспечения или сервисные сообщения о работоспособности счетчика соответствуют документации фирмы и разница времени модуляции усиления и демодуляции для каждой пары приемопередатчиков не превьппает установленных производителем значений.

• 7.3.1.1.1.2 Проверка диапазона.

Проверка диапазона является составляющей контрольного цикла предназначенной для проверки метрологических характеристик цифро-аналогового преобразования выходных сигналов счетчика.

Полученная при контроле нулевой точки разница во времени модуляции, усиления и демодуляции приемопередающих блоков, находящихся на одном ультразвуковом «пути», пересчитывается в смещение скорости газа с учетом параметров рабочего процесса (температура газа, давление газа, измерительное расстояние и скорость звука). Данное смещение складывается с выбранным значением контрольной точки (по умолчанию 70% от максимального расхода) и выдается для индикации. Если все компоненты системы исправны, следует предусмотренная для этого случая реакция счетчика, а именно увеличение расхода (по умолчанию на 70%) по показаниям счетчика.

Счетчик считается выдержавщим проверку, если отчеты SOPAS ЕТ или сервисные сообщения о работоспособности счетчика соответствуют документации фирмы.

Дополнительная информация о процедуре проведения контрольного цикла приведена в соответствующем разделе руководства по эксплуатации.

(Измененная редакция, Изм. №3)

• 7.3.1.1.1.3 Проверка измерения скорости звука в среде.

Проводят измерение скорости звука в среде в течение 3 минут с осреднением полученных результатов. Контролируют измеренное счетчиком значение средней скорости звука в среде при помощи входящего в состав программного обеспечения калькулятора скорости звука в среде.

Счетчик считается выдержавщим проверку, если относительная разница значений средней скорости звука измеренной счетчико.м и рассчитанной по калькулятору не превыщает ±1%.

• 7.3.1.1.1.4 Проверка измерительных лучей с помощью КТМ Smart Stream

Проверка работоспособности счетчика проводится с помощью программного обеспечения КТМ Smart Stream, созданием диагностической сессии счетчика.

С помощью КТМ Smart Stream проводят диагностику измерительных лучей, которая включает в себя:

• - проверку уровня усиления сигнала и отнотения сигнал/щум;

• - проверку амплитуды и формы сигнала;

• - проверку задержки измерительных лучей.

Проверку усиления сигнала, отнощения сигнал/щум, задержки измерительных лучей проводят с помощью записи соответствующих регистров для каждого луча в течение 3 минут с осреднением полученных результатов.

Проверка амплитуды и формы сигнала выполняется с помощью меню «Диагностика луча» в КТМ Smart Stream.

• 7.3.1.1.2 Определение метрологических характеристик счетчика в испытательной камере.

Примечание - Испытательная камера может быть поставлена по дополнительному заказу изготовителем счетчиков.

Поверка проводятся при атмосферном давлении. Камера должна быть герметично изолирована от влияния движения окружающего воздуха.

Приемопередающие блоки помещаются в испытательную камеру. Измеряется расстояние между поверхностями приемопередающих блоков. Измеренное расстояние вводится в память счетчика. Камера закрывается и выдерживается не менее 15 минут для стабилизации температуры.

При помощи SOPAS ЕТ активируется процедура DynamicX, регистрирующая измеряемые счетчиком значения скорости газа и скорости звука в газе. После заверщения процедуры контролируются измеренные значения скорости газа и скорости звука.

• - средняя скорость газа не должна превышать ± 20 мм/с;

• - скорость звука не должна отличаться от теоретической рассчитанной величины более чем ±1%.

  проверку, если отчеты программного работоспособности счетчика соответствуют скорости газа не превыщает ±20 мм/с, скорости звука измеренной счетчиком и

Счетчик считается выдержавшим обеспечения или сервисные сообщения о документации фирмы, среднее значение относительная разница значений средней рассчитанной по калькулятору не превышает ±1%.

• 7.3.1.2 Определение метрологических характеристик счетчика проливным методом с помощью поверочной установки.

Примечание - Определение метрологических характеристик счетчика проливным методом возможно только при наличии в комплекте счетчика измерительного участка трубопровода изготовленного по документации фирмы изготовителя.

В качестве поверочной среды может использоваться природный газ или воздух.

Перед проведением поверки, применяемые корректировочные коэффициенты счетчика необходимо выставить равными «значениям по умолчанию».

Примечание - «Значения по умолчанию» корректировочных коэффициентов определяются в соответствии с руководством по эксплуатации на счетчик.

Измерения проводятся при следующих значениях объемного расхода Qj: 2max > 0,7g^ax’ ^’^бтах’ ^’^Smax ^’^^max’ ДоПуСКаСТСЯ ПРОИЗВОДИТЬ ИЗМСрСНИЯ В ПРОИЗВОЛЬНОМ числе равно распределенных значений расхода, (не менее пяти точек). Для удобства допускается округление дробной доли расхода в большую или меньшую сторону. Точность задания поверяемого расхода ±0,025g^^, в течение всего процесса измерений отклонение расхода по показаниям эталонного счетчика от заданного значения расхода не должно превышать ±0,012тах •

На каждом значении расхода проводят не менее пяти измерений. Значения объема, полученные по показаниям счетчика приводят к условиям измерений эталонными преобразователями расхода (объема) по формуле:

PTz

IZ = IZ g ' > tc icn n

где       - показания счетчика;

Pg - давление газа на участке эталонных преобразователей расхода;

Р, - давление газа на участке поверяемых счетчиков;

Tg - температура газа на участке эталонных преобразователей расхода;

Т, - температура газа на участке поверяемых счетчиков;

Zg - фактор сжимаемости газа, рассчитанный при температуре и давлении на участке эталонных преобразователей расхода;

Z, - фактор сжимаемости газа, рассчитанный при температуре и давлении на участке поверяемых счетчиков.

Полученные значения и значения по показаниям установки фиксируют и оформляют в виде таблицы.

Таблица 3

Значения девиации fp^ рассчитывают в процентах по формуле

-100.

кИе У

Значение среднеарифметической девиации рассчитывают по формуле

n w

где n - число экспериментов проведенных в данной точке по расходу (/? > 5);

Qj - нижний индекс обозначает текущую точку по расходу и принимает значения

После заполнения таблицы 2 для всех точек по расходу определяют

средневзвешенную девиацию WME по формуле:

т

т

7=1

■^,npuQ^ <0,70^,

&max

Vsmax

j - индекс поверочного расхода( у = 1 ...w); т - число точек по расходу (w = 5).

Вычисляют корректировочный коэффициент AF по формуле

, WME

1-ь-------

100

Корректируют показания счетчика по рассчитанному корректировочному коэффициенту AF (умножением на AF), результаты оформляют в виде таблицы.

Примечание -  * В соответствии с документацией фирмы допускается

использование полиномиальных корректировочных коэффициентов, определенных для каждого значения расхода.

Таблица 4

Определяют границу относительной погрешности результата измерений для каждой точки измерений в процентах по формуле

Г -Г

Счетчик считается прошедшим поверку, если граница погрешности S не превышает, значения указанного в таблице Б.2 приложения Б для конкретного типа счетчика.

После проведения поверки в память счетчика записываются новые значения калибровочных коэффициентов.

• 7.3.2 Определение относительной погрешности счетчика при измерении времени.

Определение погрешности счетчика при измерении времени проводят по сигналам точного времени. Продолжительность поверки 3 часа. В начале шестого сигнала снимают показания времени с дисплея программного обеспечения или с ЖК- дисплея блока обработки информации счетчика . Через 3 часа в начале шестого сигнала снимают показания времени .

(Измененная редакция, Изм. №3)

Определяют относительную погрешность измерения времени по формуле

г — г — 3 ----«ЙЧ--100.

3 Счетчик при измерении времени считается прошедшим поверку, если относительная погрешность не превышает 0,01 %.

• 7.3.3 Определение относительной погрешности вычисления массового расхода, массы газа, объемного расхода и объема газа, приведенных к стандартным условиям.

• 7.3.3.1 С помошью программного обеспечения или с ЖК- дисплея блока обработки информации счетчика в счетчик вводят данные в качестве условно-постоянных величин: компонентный состав газа, рабочие значения давления и температуры.

относительную погрешность вычисления коэффициента

“ вычисленное

программного обеспечения или дисплее счетчика;

^выч “ расчетное значение коэффициента сжимаемости газа, рассчитанное по соответствуюшим нормативным документам (контрольные значения теплофизических свойств влажного нефтяного газа, рассчитанные по ГСССД МР 113-03, приведены в приложении А).

• 7.3.3.3 Относительную погрешность вычисления массового расхода, массы газа, объемного расхода и объема газа, приведенных к стандартным условиям, определяют как относительную погрешность вычисления коэффициента сжимаемости газа. Результаты поверки считаются положительными, если рассчитанная погрешность 3,^ не превышает 0,005 %.

  аналоговых

• 7.3.4 Определение абсолютной погрешности по каналам ввода/вывода сигналов тока 0/4-20 мА.

  аналоговых

• 7.3.4.1 Определение абсолютной погрешности по каналу ввода сигналов тока

  аналоговых сигналов тока в поверяемой точке устанавливают на входе измерительного канала значение входного сигнала Ц, соответствуюшего проверяемой точке диапазона измерений, и считывают значение выходного сигнала при помоши программного обеспечения или с ЖК- дисплея блока обработки информации. Задается не менее пяти значений измеряемого параметра, равномерно распределенных в пределах диапазона, включая крайние точки диапазона.

  7.3.4.1.1 (Измененная редакция, Изм. №3)

• 7.3.4.1.1 При определении абсолютной погрешности по каналу ввода

• 7.3.4.1.2 Погрешность определяют по формуле:

Д, = Л-А                             (9)

• 7.3.4.1.3 Результаты поверки считаются положительными, если рассчитанная погрешность по каналу ввода аналоговых сигналов не превышает 0,016 мА.

7.3.4.2 Определение абсолютной погрешности по каналу вывода аналоговых сигналов тока

• 7.3.4.2.1 При определении абсолютной погрешности по каналу вывода аналоговых сигналов тока в поверяемой точке при помоши программного обеспечения или с непосредственно при помощи интерфейса блока обработки информации устанавливают на выходе измерительного канала значение выходного сигнала , соответствующего проверяемой точке диапазона измерений, и при помощи калибратора измеряют значение выходного сигнала/^. Задается не менее пяти значений измеряемого параметра, равномерно распределенных в пределах диапазона, включая крайние точки диапазона. 7.3.4.2.1 (Измененная редакция, Изм. №3)

• 7.3.4.2.2 Погрещность определяют по формуле:

= (10)

• 7.3.4.2.3 Результаты поверки считаются положительными, если рассчитанная погрещность по каналу вывода аналоговых сигналов не превыщает 0,04 мА.

• 8.1 Результаты поверки заносятся в протокол произвольной формы.

• 8.2 При положительных результатах поверки счетчик признают годным к применению, результаты поверки оформляют в соответствии с действующим порядком проведения поверки средств измерений.

• 8.3 При отрицательных результатах поверки счетчик к эксплуатации не допускают, результаты поверки оформляют в соответствии с действующим порядком проведения поверки средств измерений.

8.2, 8.3 (Измененная редакция, Изм. №3)

(обязательное) Предел допускаемой относительной погрешности счетчика при измерении объемного расхода и объема газа при рабочих условиях

Таблица Б.1 - пределы допускаемой относительной погрешности счетчика при имитационном методе поверки

Для модификаций счётчика в комплекте с измерительным участком трубопровода с предустановленными приемопередающими блоками.

Примечание - Значения погрешности приведены при установке приемопередающих блоков на существующем трубопроводе, с соблюдением следующих условий:

отклонение от соосности не более 4,9 мм;

ошибка при измерениях угла установки не более 0,5°;

ошибка при измерении измерительного расстояния не более 0,5%;

ошибка при измерении площади сечения не более 0,5%.

Таблица Б.2 - пределы допускаемой относительной погрешности счетчика при проливном методе поверки

Пр иложение Б (Измененная редакция, Изм. №2)

14