Методика поверки «ГСИ. Установки измерительные «Мера-ММ»» (МП 3667.023.00137182-2012)

УТВЕРЖДАЮ

ка»

2017 г.

Немиров М.С.

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Установки измерительные «Мера-ММ»

Методика поверки

МП 3667.023.00137182-2012

с изменением № 1

Казань

2017

Обособленным подразделением Головной научный метрологический центр АО «Нефтеавтоматика» в г.Казань

(ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика»)

аттестат аккредитации № RA.RU.311366

Силкина Т.Г.,

Крайнов М.В.,

Настоящая инструкция распространяется на установки измерительные «Мера-ММ» (далее - установки) и устанавливает методику их первичной (при выпуске из производства и после ремонта) и периодической поверки.

(Измененная редакция, изменение № 1)

Межповерочный интервал установок: три года.

При проведении поверки выполняют операции приведенные в таблице 1. Таблица 1

Раздел 1 (Измененная редакция, изменение № 1)

• 2.1 При проведении поверки применяют средства поверки, приведенные в

таблице 2.

Таблица 2 - Перечень средств поверки.

2.2 Другие эталонные и вспомогательные СИ - в соответствии с нормативными документами (далее - НД) на поверку СИ, входящих в состав установки.

• 2.3 Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых установок с требуемой точностью.

• 2.4 Эталоны единиц величин, используемые при поверке СИ, должны быть аттестованы в соответствии с Положением об эталонах единиц величин, используемых в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 23 сентября 2010 г. N 734 «Об эталонах единиц величин, используемых в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений». Вспомогательное оборудование должно быть аттестовано в установленном порядке.

Раздел 2 (Измененная редакция, изменение № 1)

При проведении поверки соблюдают требования, установленные:

• - Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности;

• - Правилами безопасности при эксплуатации используемых СИ, приведенными в их эксплуатационной документации;

• - Правилами технической эксплуатации электроустановок;

• - Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей.

• 4.1 При проведение поверки установок с применением эталонов по ГОСТ 8.637-2013 (кроме мобильных эталонных установок, работающих на реальных измерительных средах и применяемых при поверки установок на месте эксплуатации) соблюдают условия, приведенные в таблице 3.

  соответствии с требованиями НД на поверку СИ, входящих в состав установки. Раздел 4 (Измененная редакция, изменение № 1)

Таблица 3 - Условия проведения поверки

4.2 При проведении поверки поэлементным способом соблюдают условия в

• 5.1 Подготовку к поверке проводят в соответствии с руководством по эксплуатации установки и НД на поверку СИ, входящих в состав установки.

• 5.2 Средства измерений, входящие в состав установки измерительной «Мера-ММ», должны быть поверены и иметь действующие свидетельства о поверке или оттиски поверительных клейм.

Раздел 5 (Измененная редакция, изменение Ns 1)

• 6.1 Внешний осмотр и проверка комплектности технической документации

  • 6.1.1 При внешнем осмотре и проверке комплектности технической документации должно быть установлено соответствие установки следующим требованиям:

• - наличие эксплуатационно-технической документации на установку и СИ, входящие в состав установки;

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

• - надписи и обозначения на компонентах установки должны быть четкими и соответствующими эксплуатационно-технической документации;

• - целостность поверительных пломб или оттисков поверительных клейм на средствах измерениях, входящих в состав установки (при их наличии).

• 6.1.2 Результаты осмотра считают удовлетворительными, если выполняются вышеуказанные требования.

• 6.1.3 В случае неудовлетворительных результатов внешнего осмотра поверку прекращают.

6.2 Подтверждение соответствия ПО.

Чтобы определить идентификационные данные ПО ИУ «Мера-ММ» необходимо выполнить нижеперечисленные процедуры для обоих контроллеров (основного и резервного), входящих в ее состав.

В главном меню на сенсорной панели ИУ «Мера-ММ» нажать кнопку «Версия ПО». В открывшемся на сенсорной панели окне отобразится наименование и

Рис. 1: Вид окна «Версия ПО» для контроллеров Siemens ET200S

Идентификационные данные ПО заносят в протокол по форме приложения 1.

Если идентификационные данные, указанные в описании типа ИУ «Мера-ММ» и полученные в ходе выполнения п.6.2, идентичны, то делают вывод о подтверждении соответствия ПО ИУ «Мера-ММ» программному обеспечению, зафиксированному во время проведения испытаний в целях утверждения типа, в противном случае результаты поверки признают отрицательными.

6.3 Опробование

6.3.1 Опробование СИ, входящих в состав установки, при поэлементном способе поверки проводят в соответствии с НД на их поверку.

• 6.3.2 Опробование установки проводят с помощью эталона 1 или 2 разрядов, либо с применением эталона 2 разряда по ГОСТ 8.637-2013 на коллекторе скважины (при поверке на месте эксплуатации). Опробование установки проводят путем изменения параметров потока и качественной оценки реакции на такое изменение.

Результаты опробования считают удовлетворительными, если при увеличении (уменьшении) значения параметров потока соответствующим образом изменялись показания установки.

• 6.4 Определение MX установки.

• 6.4.1 Определение MX установки проводят одним из двух способов:

• - поэлементным способом;

• - проливным способом.

• 6.4.2 Проведение поверки поэлементным способом.

• 6.4.2.1 Определение MX СИ, входящих в состав установки, при поверке поэлементным способом, проводят в соответствии с НД, приведенными в таблице 4.

Таблица 4 - Перечень НД на поверку СИ

• 6.4.2.2 Относительную погрешность установки при измерении массы и массового расхода жидкости, 5М_Ж, %, определяют по формуле

5М_Ж =±1.1-^м+б^,+5и⁺⁵~ ■                       <¹>

где б_м - пределы допускаемой основной относительной погрешности счетчика-расходомера массового при измерении массы и массового расхода жидкости, %;

6n - пределы допускаемой относительной погрешности системы обработки информации (СОИ) по каналу измерений массы, %.

Значение относительной погрешности установки при измерении массы и массового расхода жидкости 5М_Ж, %, не должно превышать ± 2,5%.

• 6.4.2.3 Определение относительной погрешности установки при измерении объема нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям.

• 6.4.2.3.1 Относительную погрешности измерений объема нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, 6V_rc, %, при использовании массового расходомера, определяют по формуле

sv,_c=±1,1 ■ 7бм^+бр?+б^_ои+б;_оп,+б;_опр,                      (2)

где 5М_ГС - пределы допускаемой основной относительной погрешности счетчика-расходомера массового при измерении массы нефтяного газа, %;

5р_г - относительная погрешность определения плотности нефтяного газа, %;

б_сои - допускаемая относительная погрешность СОИ по каналу измерений объема нефтяного газа, %;

б_доп1 - дополнительная погрешность счетчика-расходомера массового от влияния температуры рабочей среды, %;

5_допр-дополнительная погрешность массового расходомера от влияния давления рабочей среды, %.

• 6.4.3.2.2 Относительную погрешности измерения объема нефтяного газа, 6V_rc, %, при использовании объемного расходомера-счетчика вычисляют по формуле

где 6V_r - допускаемая относительная погрешность объема нефтяного газа в рабочих условиях, %;

бр - допускаемая относительная погрешность преобразователя давления при измерениях в рабочих условиях, %;

6Т -допускаемая относительная погрешность преобразователя температуры при измерениях в рабочих условиях, %;

Б* - относительная погрешность вычисления коэффициента сжимаемости свободного нефтяного газа по ГОСТ 30319.2, %;

©i - коэффициент влияния соответствующей величины на коэффициент сжимаемости свободного нефтяного газа.

Коэффициенты влияния 0_Р, 0_Т вычисляют по следующим формулам е_{р =} 1_^.Р ^р Др к

е_т=1-^

где Др=0,001 МПа, ДТ=0,01 К приращения давления и температуры при

ДК_Р - изменение значения коэффициента сжимаемости при изменении давления на величину Др;

ДК_Т - изменение значения коэффициента сжимаемости при изменении температуры на величину ДТ;

• 6.4.2.3.3 Значение относительной погрешности измерений объема и объемного расхода нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям, не должно превышать ± 5 %.

• 6.4.2.4 Относительную погрешность измерений массы сырой нефти без учета воды, 5Мн, %, определяют по формуле

  5М_Н = ±1,1

  

AW_MB

₁ W_MB I 100 J

где 6М_Ж - относительная погрешность установки при измерении массы и массового расхода жидкости, %;

6W_MB - пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения массовой доли воды в сырой нефти, %;

W_MB - массовая доля воды, %

Значение относительной погрешности измерений массы сырой нефти без учета воды не должно превышать:

• - при влагосодержании от 0 % до 70 %                           ± 6,0 %;

• - при влагосодержании свыше 70 % до 95 %                      ±15 %.

• 6.4.3 Определение пределов допускаемой относительной погрешности установки при измерении массы и массового расхода сырой нефти, массы и массового расхода сырой нефти без учета воды, объемного расхода нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям, с применением эталона 1 и 2 разрядов¹ (проливной способ поверки).

Относительную погрешность установки при измерении массы и массового расхода сырой нефти, массы и массового расхода сырой нефти без учета воды, объемного расхода нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям определяют сравнением значений каждого параметра, измеренного установкой, со значениями соответствующего параметра, измеренного эталоном 1 или 2 разрядов.

Определение относительных погрешностей установки производят на комбинации трех значений расхода жидкостей и газа (Q_Mi, Q_ri, Ож2, Огг. Ожз, Огз) при трех значениях объемной доли воды (10%, 70%, 95%). Расходы жидкости и газа соответствуют минимальному, среднему и максимальному расходам установки, согласно технической документации на установку.

В каждой точке проводят не менее трех измерений.

• 6.4.3.1 Относительную погрешность i-ro измерения массы и массового расхода сырой нефти в j-й точке, бО_жу, %, определяют по формуле

6Q,,= ——’-•1°°.                              (7)

где Q_Mjj - массовый расход жидкости (сырой нефти), измеренный установкой, т/ч;

О_жу - массовый расход жидкости (сырой нефти), измеренный эталоном, т/ч.

Значение относительной погрешности измерений массы сырой нефти при каждом измерении не должно превышать 2,5 %.

• 6.4.3.2 Относительную погрешность i-ro измерения массы и массового расхода сырой нефти без учета воды в j-й точке, 5Q_Hjj, %, определяют по формуле

Q -Q³..

5Q_Hij= ^{HIJ HIJ}-100,                                                    (8)

** Hij

где Q_Hjj - массовый расход сырой нефти без учета воды, измеренный установкой, т/ч;

Q„ij - массовый расход сырой нефти без учета воды, измеренный эталоном, т/ч.

Значение относительной погрешности измерений массы сырой нефти без учета воды при каждом измерении не должно превышать:

• - при влагосодержании от 0 % до 70 %                           ± 6,0 %;

• - при влагосодержании свыше 70 % до 95 %                      ±15 %.

• 6.4.3.3 Относительную погрешность i-ro измерения объема и объемного расхода газа, приведенных к стандартным условиям в j-й точке, 5О_гу, %, определяют по формуле

ri j

где Qnj - объемный расход газа, приведенный к стандартным условиям, измеренный установкой, м³/ч;

Qrij - объемный расход газа, приведенный к стандартным условиям, измеренный эталоном, т/ч.

Значение относительной погрешности измерений объема и объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям при каждом измерении не должно превышать 5,0 %.

• 6.4.4 Определение пределов допускаемой относительной погрешности установки при измерении массы и массового расхода сырой нефти, массы и массового расхода сырой нефти без учета воды, объемного расхода нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям, с применением эталона 2 разряда на месте эксплуатации.

Относительную погрешность установки при измерении массы и массового расхода сырой нефти, массы и массового расхода сырой нефти без учета воды, объемного расхода нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям определяют сравнением значений каждого параметра, измеренного установкой, со значениями соответствующего параметра, измеренного эталоном 2 разряда, используя в качестве измеряемой среды газожидкостную смесь, поступающую из скажи ны.

Определение относительных погрешностей установки производят на трех скважинах, подключенных к установке, с различными значениями по расходу сырой нефти, влагосодержанию сырой нефти и расходу нефтяного газа, скважины выбирают таким образом, чтобы максимально охватить весь рабочий диапазон расходов и влагосодержания газожидкостной смеси. В случае если к установке подключено менее 3 скважин, поверку установки проводят на каждой скважине.

При подключении к каждой скважине проводят не менее трех измерений.

• 6.4.4.1 Относительную погрешность i-ro измерения массы и массового расхода сырой нефти в j-й точке, бО_жу, %, определяют по формуле

Q -Q³

5Q*j= ^ж'дэ ^Ж11'¹00.                                            (7)

где Q>Kij - массовый расход жидкости (сырой нефти), измеренный установкой, т/ч;

О_жу - массовый расход жидкости (сырой нефти), измеренный эталоном, т/ч.

Значение относительной погрешности измерений массы сырой нефти при каждом измерении не должно превышать 2,5 %.

• 6.4.4.2 Относительную погрешность i-ro измерения массы и массового расхода сырой нефти без учета воды в j-й точке, 6Q_Hjj, %, определяют по формуле

Q -Q³

5Q_Hii= ^HIJ ₃ ^HI)-100,                                                      (8)

** Hij

где Q_Hjj - массовый расход сырой нефти без учета воды, измеренный установкой, т/ч;

Q„ij - массовый расход сырой нефти без учета воды, измеренный эталоном, т/ч.

Значение относительной погрешности измерений массы сырой нефти без учета воды при каждом измерении не должно превышать:

• - при влагосодержании от 0 % до 70 %                           ± 6,0 %;

• - при влагосодержании свыше 70 % до 95 %                      ±15 %.

• 6.4.4.1 Относительную погрешность i-ro измерения объема и объемного расхода газа, приведенных к стандартным условиям в j-й точке, бО_гу, %, определяют по формуле

Q -Q³

⁵Q_rii=-V^-¹⁰⁰’                                  ⁽⁹⁾

^Urij

где Q_rij - объемный расход газа, приведенный к стандартным условиям, измеренный установкой, м³/ч;

- объемный расход газа, приведенный к стандартным условиям, измеренный эталоном, т/ч.

Значение относительной погрешности измерений объема и объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям при каждом измерении не должно превышать 5,0 %.

Раздел 6 (Измененная редакция, Изм. №1)

• 7.1  Результаты определения метрологических характеристик установок оформляют протоколом произвольной формы.

• 7.2 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке установки в соответствии с требованиями документа «Порядок проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке», утвержденного приказом Минпромторга России от 02.07.2015 г. № 1815. На оборотной стороне свидетельства о поверке установки указывают:

- диапазон измеряемых расходов сырой нефти и нефтяного газа;

-значения пределов относительной погрешности измерений массы сырой нефти, массы сырой нефти без учета воды и объема нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям.

• 7.3 При отрицательных результатах поверки установку к эксплуатации не допускают, свидетельство о поверке аннулируют и выдают извещение о непригодности в соответствии с документом «Порядок проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке», утвержденным приказом Минпромторга России от 2.07.2015 г. № 1815.

Раздел 7 (Измененная редакция, Изм. №1)

Приложение 1

(рекомендуемое)

Форма протокола подтверждения соответствия ПО установки измерительной «Мера-ММ»

Место проведения поверки:

Установка измерительная: «Мера-ММ»-_______________

Заводской номер: №____________

Заключение: ПО установки соответствует/не соответствует ПО, зафиксированному во время испытаний в целях утверждения типа установки.

Должность лица проводившего

20 г.

поверки:

12

¹

Если в качестве рабочей среды на эталоне 2 разряда по ГОСТ 8.637-2013 используют газожидкостную смесь, состоящую из воды и воздуха, то допускаемую относительную погрешность при измерении массового расхода сырой нефти без учета воды определяют в соответствии с п. 6.4.2.4