Методика поверки «ГСОЕИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 274 ПСП «Каменный Лог» ООО «ЛУКОЙЛ - ПЕРМЬ»» (НА.ГНМЦ.0517-21 МП)

СОГЛАСОВАНО

Директор ОП ГНМЦ

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и показателей качества нефти № 274 ПСП «Каменный Лог» ООО «ЛУКОЙЛ - ПЕРМЬ»

Методика поверки

НА.ГНМЦ.0517-21 МП

Казань

2021

• 1.1 Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти № 274 ПСП «Каменный Лог» ООО «ЛУКОЙЛ - ПЕРМЬ» (далее по тексту - СИКН) и устанавливает методику первичной поверки при вводе в эксплуатацию, а также после ремонта и периодической поверки при эксплуатации.

Интервал между поверками СИКН: один год.

• 1.2 СИКН соответствует требованиям к средствам измерений, установленным в части 2 Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости, утвержденной Приказом Росстандарта № 256 от 7 февраля 2018 года.

• 1.3   Метрологические характеристики СИКН подтверждаются расчетноэкспериментальным методом в соответствии с разделом 9 настоящей методики поверки.

При определении метрологических характеристик в рамках проводимой поверки обеспечивается:

• - передача единицы массового расхода жидкости, в соответствии с государственной поверочной схемой, утвержденной приказом Росстандарта от 07.02.2018 г. № 256, подтверждающая прослеживаемость к Государственному первичному специальному эталону ГЭТ 63-2017;

• - передача единицы силы тока, в соответствии с государственной поверочной схемой для средств измерений силы постоянного электрического тока, в диапазоне от Г10'¹⁶ до 100 А, с относительной погрешностью 1,6 10'²+2 10'³, утвержденной приказом Росстандарта от 1.10.2018 г. № 2091, подтверждающая прослеживаемость к Государственному первичному эталону единицы силы постоянного электрического тока ГЭТ 4-91;

• - передача единицы частоты, в соответствии с государственной поверочной схемой для средств измерений времени и частоты, утвержденной приказом Росстандарта от 31 июля 2018 года № 1621, подтверждающая прослеживаемость к Государственному первичному эталону единиц времени, частоты и национальной шкалы времени ГЭТ 1-2018;

• - передача единицы вязкости, в соответствии с государственной поверочной схемой для средств измерений вязкости жидкостей, утвержденной приказом Росстандарта от 5 ноября 2019 года № 2622, подтверждающая прослеживаемость к Государственному первичному эталону динамической и кинематической вязкости жидкости ГЭТ 17-2018;

• - передача единицы плотности, в соответствии с государственной поверочной схемой для средств измерений плотности, утвержденной приказом Росстандарта от 1 ноября 2019 года № 2603, подтверждающая прослеживаемость к Государственному первичному эталону единицы плотности ГЭТ 18-2014.

Реализован метод непосредственного сравнения результата измерения поверяемого средства измерений (компонентов СИКН) со значением, определенного эталонами.

• 1.4 Допускается проведение поверки отдельных измерительных каналов из состава СИКН для меньшего числа измеряемых величин или на меньшем числе поддиапазонов измерений в соответствии с заявлением владельца СИКН, с обязательным указанием в свидетельстве о поверке информации об объеме проведенной поверки, если это установлено методикой поверки.

• 2 Перечень операции поверки

Таблица 2.1 - Операции поверки

Продолжение таблицы 2.1.

Поверку СИКН прекращают при получении отрицательных результатов при проведении той или иной операции.

• 3.1 Поверка СИКН проводится в условиях эксплуатации.

• 3.2 При проведении поверки соблюдают условия в соответствии с требованиями нормативных документов (НД) на поверку СИ. входящих в состав СИКН.

• 3.3 Характеристики СИКН и параметры измеряемой среды при проведении поверки

должны соответствовать приведенным в таблице 3.1.

Таблица 3.1 - Характеристики СИКН и параметры измеряемой среды

Продолжение таблицы 3.1.

• 3.4 Поверку проводят в рабочем диапазоне расхода (далее по тексту - рабочий диапазон). Рабочий диапазон для поверяемого измерительного канала массового расхода определяет владелец СИКН и оформляет в виде справки произвольной формы перед каждой поверкой. Справку, согласованную принимающей (сдающей) стороной, владелец представляет представителю сервисной организации и поверителю.

• 3.5 Установку трубопоршневую поверочную (далее по тексту - ТПУ) допускается устанавливать как до поверяемого массомера по потоку рабочей жидкости, так и после него.

• 3.6 Изменение температуры рабочей жидкости за время одного измерения: < 0,2 °C.

Примечание - Время одного измерения: время одного прохождения шаровым поршнем калиброванного участка ТПУ. За один проход шарового поршня принимают:

-для однонаправленных ТПУ: прохождение поршнем калиброванного участка от детектора «пуск» до детектора «стоп»;

-для двунаправленных ТПУ: прохождение поршнем калиброванного участка от детектора «пуск» до детектора «стоп» и обратно.

• 4.1 Перечень основных и вспомогательных средств поверки приведен в таблице 4.1

Таблица 4.1- Средства поверки

Продолжение таблицы 4.1.

Окончание таблицы 4.1.

• 4.2 Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение MX поверяемой СИКН с требуемой точностью.

• 5.1 При проведении поверки соблюдают требования, определяемые:

в области охраны труда и промышленной безопасности:

• - «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», утверждены приказом Ростехнадзора от 15.12.2020 № 534;

• - Трудовой кодекс Российской Федерации;

в области пожарной безопасности:

• - СНиП 21-01-97 «Пожарная безопасность зданий и сооружений»;

• - «Правила противопожарного режима в Российской Федерации», утверждены постановлением Правительства РФ №1479 от 16.09.2020 г.;

в области соблюдения правильной и безопасной эксплуатации электроустановок:

• - ПУЭ «Правила устройства электроустановок»;

в области охраны окружающей среды:

• - Федерального закона от 10.01.2002 г. № 7-ФЗ «Об охране окружающей среды» и других законодательных актов по охране окружающей среды, действующих на территории РФ.

• 5.2 К проведению поверки допускаются лица, изучившие настоящую методику поверки, руководства по эксплуатации СИКН и прошедшие инструктаж по охране труда.

• 6.1 При внешнем осмотре должно быть установлено соответствие СИКН следующим требованиям:

• - комплектность СИКН должна соответствовать эксплуатационной документации:

• - на элементах СИКН не должно быть механических повреждений и дефектов покрытия, препятствующих применению;

• - надписи и обозначения на элементах СИКН должны быть чёткими и соответствовать эксплуатационной документации.

Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может влиять на показания СИ. входящих в состав СИКН, должна быть обеспечена возможность пломбирования в соответствии с описаниями типа СИ либо в соответствии с МИ 3002-2006 (при отсутствии информации о пломбировании в описании типа СИ).

• 7.1 Подготовку к поверке проводят в соответствии с инструкцией по эксплуатации СИКН и НД на поверку СИ, входящих в состав СИКН.

• 7.2 При опробовании проверяют работоспособность СИКН в соответствии с инструкцией по эксплуатации путем просмотра отображения измеренных СИ значений на экране АРМ оператора и формирования отчета СИКН (двухчасового или сменного).

• 7.3 Устанавливают любое значение расхода в пределах рабочего диапазона, запускают шаровой поршень ТПУ и проводят пробное(ые) измерение(я).

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

• - количества импульсов, выдаваемых массомером (имп);

• - времени прохождения поршнем калиброванного участка ТПУ.

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

Примечание - При использовании двунаправленной ТПУ СОИ отсчитывает нарастающие значения параметров, перечисленных в 7.3, за периоды прохождения поршнем калиброванного участка ТПУ в прямом [от детектора Д1 (или Д2) до детектора ДЗ (или Д4)] и обратном [от детектора ДЗ (или Д4) до детектора Д1 (или Д2)] направлениях. В этом случае СОИ не отсчитывает значения перечисленных параметров за период времени от момента прохождения поршнем детектора ДЗ (или Д4) в прямом направлении до момента прохождения этого же детектора в обратном направлении после переключения направления потока.

• 7.4 Результаты опробования считают положительными, если на экране АРМ оператора отображаются измеренные СИ значения, сформирован отчет (двухчасовой или сменный) и отсутствуют сообщения об ошибках работы СИКН.

• 8.1 Проверка идентификационных данных программного обеспечения (ПО) контроллера FloBoss S600+ (далее по тексту - ИВК).

Проверка идентификационных данных ПО ИВК проводится по номеру версии ПО и цифровому идентификатору ПО.

Чтобы определить идентификационные данные необходимо выполнить нижеперечисленные процедуры для двух ИВК:

• 1 Из основного меню выбрать пункт:

5* SYSTEM SETTINGS

• 2 В открывшемся меню выбрать пункт:

7* SOFTWARE VERSION

• 3 Нажимать стрелку «► » на навигационной клавише до появления страницы данных:

VERSION CONTROL

FILE CSUM

• 4 Считать цифровой идентификатор ПО (SW).

• 5 Нажимать стрелку «► » на навигационной клавише до появления страницы данных:

VERSION CONTROL

APPLICATION SW

• 6 Считать цифровой идентификатор ПО (идентификационный номер).

• 7 Занести информацию в соответствующие разделы протокола.

• 8.2 Проверка идентификационных данных ПО автоматизированных рабочих местах оператора (далее по тексту - АРМ оператора).

Для проверки идентификационных данных (признаков) ПО «Форвард «Рго» необходимо выполнить следующие действия:

• 1)  выбрать пункт основного меню «О программе» (рис. 1);

• 2)  нажать кнопку «модули» (рис. 2);

• 3) занести информацию в соответствующие разделы протокола с дисплея АРМ оператора, отображающего идентификационную форму ПО «Форвард «Рго», содержащая наименование, номер текущей версии и контрольную сумму метрологически значимой части ПО «Форвард «Рго».

Опропммме-.

Комплекс программного обеспечения верхнего уровня

Вгрсгл 4 5

Модули

Рисунок 1. Окно «О программе».

Рис. 2. Окно информация о модулях метрологии.

• 8.3 Если идентификационные данные, указанные в описании типа СИКН и полученные в ходе выполнения п. 8.1 и 8.2, идентичны, то делают вывод о подтверждении соответствия ПО СИКН программному обеспечению, зафиксированному во время проведения испытаний в целях утверждения типа, в противном случае результаты поверки признают отрицательными.

• 9.1 Определение MX СИ, входящих в состав СИКН.

Проверяют соответствие фактически установленных средств измерений, СИ указанным в описании типа СИКН, наличие сведений о поверке в ФИФОЕИ с действующим сроком поверки у проверяемых СИ.

Сведения результатов проверки указанных СИ заносят в соответствующие разделы протокола.

Поверка СИ, входящих в состав СИКН, проводится в соответствии с документом, установленным при утверждении типа СИ.

Примечание - В случае отсутствия сведений о поверке в ФИФОЕИ на преобразователи измерительные постоянного тока ПТН-Е2Н, контроллеры измерительные FloBoss S600+, расходомеры массовые Promass F83, преобразователи плотности жидкости измерительный модели 7835 (далее по тексту - ПП) и (или) преобразователей плотности и вязкости FVM или модели 7829 (далее по тексту - ППВ), выполняют операции по п.п. 9.2 - 9.5 настоящей методики поверки соответственно.

Если очередной срок поверки СИ из состава СИКН наступает до очередного срока поверки СИКН. поверяются только эти СИ, при этом внеочередную поверку СИКН не проводят.

• 9.2 Определение MX ИК силы тока, частоты, количества импульсов, вычисления физических свойств, массы, объема, объемного и массового расхода

Комплектный способ определения погрешности ИК силы тока, частоты, количества импульсов, вычисления физических свойств, массы, объема, объемного и массового расхода является предпочтительным и применяется для ИК силы тока, частоты, количества импульсов, вычисления физических свойств, массы, объема, объемного и массового расхода нефти с ИВК в составе. При отсутствии необходимых эталонов или при невозможности их применения определение погрешности ИК силы тока, частоты, количества импульсов, вычисления физических свойств, массы, объема, объемного и массового расхода проводят покомпонентным (поэлементным) способом по п. 6.4.1.

• 9.2.1 Определение MX ИК силы тока

  • 9.2.1.1 Переходят на страницу данных индикации измеренного значения на дисплее ИВК в следующей последовательности:

• 1 Из основного меню выбирают пункт:

4* PLANT I/O

• 2 В открывшемся меню выбирают пункт:

1* ANALOG INPUTS

• 3 Далее выбирают пункт с требуемым номером измерительного канала, например:

1. ADC 05-ADC05

• 9.2.1.2 При определении MX ИК силы тока каналу ввода аналоговых сигналов в поверяемой точке устанавливают на входе измерительного канала значение входного сигнала X, соответствующего проверяемой точке диапазона измерений, и считывают значение выходного сигнала Y с дисплея контроллера. Задается не менее пяти значений измеряемого параметра, равномерно распределенных в пределах диапазона, включая крайние точки диапазона.

• 9.2.1.3 Погрешность, измерений силы постоянного тока, приведенную к диапазону измерений L, вычисляют по формуле

  

• 9.2.1.4 Определение MX ИК силы тока по каналу ввода аналоговых сигналов (тока) допускается проводить при помощи измерительного преобразователя постоянного тока ПТН-Е2Н (п.4.1). Для этого отключаются внутренние резисторы (эти операции осуществляются согласно инструкции по эксплуатации контроллера).

MX ИК по каналу ввода аналоговых сигналов определяют согласно п.п. 9.2.1.1-9.2.1.3 по формуле (1).

Результаты определения MX считаются положительными, если погрешность по каналу ввода аналоговых сигналов не превышает ±0,04 %.

• 9.2.2 Определение MX ИК частоты

Переходят на страницу данных индикации измеренного значения на дисплее ИВК в следующей последовательности:

• 1 Из основного меню выбирают пункт:

4* PLANT I/O

• 2 В открывшемся меню выбирают пункт:

4* FREQUENCY INPUTS

• 3 Далее выбирают пункт с требуемым номером измерительного канала, например:

1. FREQ 01 -FRQ01

• 4 Нажимают стрелку «► » на навигационной клавише до появления страницы данных индикации измеренного значения.

На вход измерительного канала частоты при помощи эталона задают значения выходного сигнала частоты Е^д, соответствующего проверяемой точке диапазона измерений, и считывают значение выходного сигнала с дисплея ИВК Е_юм. Задается не менее пяти значений измеряемого параметра, равномерно распределенных в пределах диапазона измерений, включая крайние точки диапазона.

Операции повторяют для остальных измерительных каналов (для возврата в предыдущий пункт меню нажимают клавишу «Menu», для уменьшения или увеличения номера измерительного канала нажимают соответственно стрелки «А» и «▼» на навигационной клавише).

Относительную погрешность измерения частоты 6_f- в процентах вычисляют по формуле:

₍₂₎

Пал

Результаты определения MX считаются положительными, если рассчитанная погрешность при измерении не превышает ±0,004 %.

• 9.2.3 Определение MX ИК количества импульсов

Переходят на страницу данных индикации измеренного значения на дисплее ИВК в следующей последовательности:

• 1 Из основного меню выбирают пункт:

4* PLANT I/O

• 2 В открывшемся меню выбирают пункт:

4*'PULSE INPUTS

• 3 Далее выбирают пункт с требуемым номером измерительного канала, например:

1. PIP 01 -PIP01

• 4 Нажимают стрелку «► » на навигационной клавише до появления страницы данных индикации измеренного значения.

Операции повторяют для остальных измерительных каналов (для возврата в предыдущий пункт меню нажимают клавишу «Menu», для уменьшения или увеличения номера измерительного канала нажимают соответственно стрелки «А» и «▼» на навигационной клавише).

На вход измерительного канала счета импульсов при помощи эталона задают пачку импульсов N^ не менее 10000 импульсов при частоте соответствующей рабочей частоте ИВК. Проверку проводят для трех частот: 100, 5000 и 10000 Гц. Считывают значение измеренного количества импульсов с дисплея ИВК 1Ч_ЮМ.

Рассчитывают абсолютную погрешность измерения количества импульсов по формуле:

An^-N_H3M-N_3M,                                     (3)

Результаты определения MX считаются положительными, если рассчитанная погрешность при измерении количества импульсов не превышает ±1 импульс на 10000 импульсов.

• 9.2.4 Определение MX ИК вычисления физических свойств, массы, объема, объемного и массового расхода

Для определения погрешности вычисления массы брутто на источнике сигналов устанавливают частоту- следования импульсов 5000 Гц, количество импульсов не менее 50000 и подают на вход измерительного канала.

Относительную погрешность ИВК 5_mq при вычислении массы брутто нефти определяют в процентах по формуле

где \   - заданное количество импульсов;

К - коэффициент преобразования импульсного выхода массового расходомера, имп/т.

Операции повторяют для остальных измерительных каналов.

Результаты поверки считаются положительными, если рассчитанная погрешность 5мб не превышает ±0,004 %.

• 9.3 Определение MX И К плотности нефти

  • 9.3.1 Комплектный способ определения относительной погрешности ИК плотности нефти является предпочтительным и применяется для ИК плотности нефти с ПП и ИВК в составе. При отсутствии необходимых эталонов или при невозможности их применения определение MX ИК плотности нефти проводят покомпонентным (поэлементным) способом по п. 9.1.

  • 9.3.2 Проверяют соответствие введенных в память контроллера коэффициентов значениям, приведенным в свидетельстве о поверке ПП (при поэлементной поверке) или СИКН (при комплектной поверке).

  • 9.3.3 Определение абсолютной погрешности ИК плотности нефти, состоящего из поточного ПП и контроллера, производят при одновременном измерении плотности нефти ИК плотности нефти СИКН и эталонным плотномером при значениях температуры и давлении нефти в рабочем диапазоне их изменений.

  • 9.3.4 Измерение плотности, температуры и давления нефти производят в следующем порядке.

    • 9.3.4.1 Изменение значения плотности нефти при измерениях не должны превышать 0,1 кг/м' в течение 5 минут, изменение значения температуры нефти при измерениях не должны превышать 0,1 °C в течение 5 минут, изменение значения давления нефти при измерениях не должны превышать 0,05 МПа в течение 5 минут.

    • 9.3.4.2 При достижении условий по п. 9.4.4.1, производят измерение плотности ИК плотности СИКН и эталонным плотномером, а также температуры и давления нефти с помощью СИ давления и температуры из состава БИК. Измерения плотности ИК плотности СИКН и эталонным плотномером, измерение температуры и давления нефти выполняют не менее 3 раз.

  • 9.3.5 Абсолютную погрешность ИК плотности нефти определяют по формуле

А = р - Do,                                              (6)

где р    - результат измерений плотности ПП, кг/м³’

Do   - результат измерений плотности рабочим эталоном.

• 9.3.6 Если температура продукта в эталонном СИ отличается от температуры продукта в ПП более чем на 0,1 °C, значение плотности Do приводят к температуре продукта в ПП по формуле

Do = ррэпприв = PisCTLnnCPLnn,                           (7)

где ррэпприв - результат измерения плотности эталонным СИ, приведенный к температуре продукта в ПП, кг/м³;

P15   - значение плотности продукта при 1=15°СиР = 0 МПа, кг/м³’

CTLnn - коэффициент, учитывающий влияние температуры на объем продукта, определенный для tnn и pis;

CPLnn - коэффициент, учитывающий влияние давления на объем продукта, определенный для tnn, Рпп и Pls

tnn - температура продукта в ПП, °C;

Рпп - давление продукта в ПП, МПа.

Определение коэффициентов CTL, CPL и плотности р/5 проводят в соответствие с Р 50.2.076.

• 9.3.7 Вычисления по формулам (6), (7) могут производиться в вычислительном устройстве.

• 9.3.8 Значение абсолютной погрешности, вычисленное по формуле (6), не должно превышать ±0,3 кг/м³.

• 9.3.9 Результаты поверки по п. 9.3 считают положительными, если абсолютная погрешность ИК плотности нефти в диапазоне от 850 до 930 кг/м³ не выходит за пределы ± 0,3 кг/м³;

• 9.3.10 При положительных результатах поверки по п. 9.3 в протокол поверки заносят градуировочные коэффициенты ПП. Если абсолютная погрешность превышает указанные пределы, то ПП градуируют по методике, приведенной в приложении Ж. Определяют 2 раза абсолютную погрешность ИК плотности нефти с новым коэффициентом Хонов в соответствии с п.п.9.3.4, 9.3.5.

• 9.3.11 Рекомендуемая форма протокола при выполнении операции по п. 9.3 приведена в приложении Е.

9.4 Определение MX ИК массового расхода нефти

• 9.4.1 Комплектный способ определения относительной погрешности ИК массового расхода нефти является предпочтительным и применяется для ИК массового расхода нефти с расходомером массовым и ИВК в составе. При отсутствии необходимых эталонов или при невозможности их применения определение MX ИК массового расхода нефти проводят покомпонентным (поэлементным) способом по п. 9.1.

• 9.4.2 MX ИК массового расхода нефти 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 (Q_min), среднем [0,5 х (Q_mj_n + Qmax)] и максимальном (Q_max) значениях расхода (т/ч).

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

• 9.4.3 Устанавливают требуемый расход (т/ч), значение которого контролируют по п. 9.5.4.

• 9.4.4 Контроль соответствия установленного расхода требуемому значению проводят по п.п. 9.4.4.1 - 9.4.4.3.

• 9.4.4.1 После установления расхода запускают поршень, измеряют время прохождения поршня по калиброванному участку ТПУ и вычисляют значение расхода в у-й точке расхода Q_Tny, т/ч, по формуле

  v™^y-36oo

  •р'^,пю-³.

  (8)

  где v™^y

  ЗтпУ) _Tj

  вместимость калиброванного поверке ТПУ, м³;

  время прохождения поршнем

  расхода, с;

  плотность рабочей жидкости, измеренная поточным ПП при установлении расхода ву-й точке, кг/м³.

  9.4.4.2 Проверяют выполнение условия

  участка ТПУ согласно свидетельству о

  калиброванного участка ТПУ в у-й точке

  Р-^П1

  Qj-Qrnyj

  Qmyj

  •100 <2,0%,

  (9)

9.4.4.3 В случае невыполнения условия (9) корректируют расход, контролируя его значение по 9.4.4.1 и 9.4.4.2.

Примечание — Установление требуемого поверочного расхода в каждой j-й точке и контроль его значения допускается проводить в соответствии с приложением И.

• 9.4.5 После стабилизации расхода и температуры рабочей жидкости в j-й точке расхода проводят серию измерений, последовательно запуская поршень ТПУ.

Количество измерений в каждой j-й точке расхода п, не менее 5-ти.

• 9.4.6 Для каждого i-ro измерения в каждой j-й точке расхода регистрируют (отсчитывают) и записывают в протокол поверки (приложение 3):

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

• - значение массового расхода (Q_J? т/ч);

Примечание - При реализации ГХ массомера в СОИ в виде линейно-кусочной аппроксимации рекомендуется дополнительно регистрировать выходную частоту поверяемого массомера (Гц).

• - количество импульсов, выдаваемое массомером, входящим в состав ИК массового расхода, за время одного измерения. N^^ac, имп);

-ТПУ                —ТПУ

• - значения температуры (ty , °C) и давления (Ру , МПа) в ТПУ;

_{п              о}       -ТПУ „ГПУ

Примечание - Значения ty и Ру вычисляют по алгоритму

а-0,5(а_вх+а_вых),                                       (10)

^где а    ' среднее арифметическое значение параметра (tj^ny или Р™);

а_вх и а_вых - значения параметров (температуры и давления),    измеренные

соответствующими СИ, установленными на входе и выходе ТПУ.

• - значение плотности рабочей жидкости, измеренное поточным ПП (pjj⁰¹, кг/м³);

• - значения температуры и давления рабочей жидкости в поточном ПП (t-jⁱⁿ, °C и , Р,-¹¹¹, МПа соответственно).

• 9.4.7 Для каждого i-ro измерения в j-й точке расхода вычисляют значение массы рабочей жидкости (Мц³, т), используя результаты измерений рабочих эталонов (ТПУ и поточного ПП), по формуле

M^³=vS^l^-Dⁿⁿ • 10‘³                               (11)

^1V1'J ^v пр IJ Р_пр ij ^{1 и} »                                                 v¹ и

где У\р¹ц - вместимость калиброванного участка ТПУ. приведенная к рабочим условиям (температуре и давлению рабочей жидкости) в ТПУ при /-м

измерении в /-й точке, м^3, определяемый по формуле

определяемая по формуле

отсутствии необходимых эталонов или при невозможности их применения определение MX ИК вязкости нефти проводят покомпонентным (поэлементным) способом по п. 9.1.

• 9.5.1 С использованием коммуникатора, подключенного к ППВ производят считывание коэффициентов ПГ1В, версии ПО ППВ и проверяют соответствие значениям, приведенным в свидетельстве о поверке ППВ (при поэлементной поверке) или СИКН (при комплектной поверке).

Примечание - Коэффициенты и версию ПО допускается считывать с жидко-кристаллического индикатора ППВ по месту установки.

• 9.5.2 При проведении измерений динамической вязкости нефти рабочим эталоном вязкости в процессе определения MX соблюдают условия согласно п. 4.3.

Примечание - Нестабильность температуры нефти контролируют визуально средством измерения температуры из состава термостата.

Время истечения нефти измеряют и контролируют при измерении кинематической вязкости рабочим эталоном вязкости.

• 9.5.3 При определении метрологических характеристик ИК вязкости нефти, состоящего из ППВ и контроллера, производят оценку погрешностей методом сличения показаний ППВ. фиксируемых в момент отбора пробы со значениями вязкости измеренными эталоном вязкости в отобранных пробах нефти. Отбор пробы нефти производят с учетом требований ГОСТ 2517.

• 9.5.4 Производят дренирование нефти из ручного пробоотборника в течение 5 минут. Производят отбор пробы нефти в пробосборник в количестве (0,5 - 0,7) дм³. Одновременно во время отбора пробы производят считывание показаний вискозиметра (г|_в1, мПа-с) с экрана АРМ оператора и записывают усредненные, стабильные значения динамической вязкости, температуры нефти и давления. Измеряют и записывают значения температуры окружающего воздуха.

Примечание - Измеренные значения динамической вязкости, температуры нефти и давления допускается считывать с экрана компьютера автоматизированного рабочего места оператора.

• 9.5.5 Аналогично операциям п. 9.5.4 производят отбор пробы и измерения вязкости при каждом отборе пробы т/_в2,... ri_Bi последовательно не менее 2 раз интервалом 1-2 минуты. Общее количество отбираемых проб нефти должно составлять не менее 3 шт.

• 9.5.6 Пробосборники (не менее 3 шт.) с пробами нефти переносят в помещение для проведения измерений вязкости эталоном вязкости.

• 9.5.7 Производят перемешивание пробы механическим способом в течении 5-10 минут.

• 9.5.8 Из пробосборника отбирают пробы для измерений кинематической вязкости (у_э1, м²/с) эталоном вязкости и измерений плотности (p_tl, кг/м³) при температуре нефти в вискозиметре в момент отбора пробы. Производят измерение кинематической вязкости и плотности нефти в отобранных пробах нефти. Измеряют и записывают значения температуры окружающего воздуха, влажности воздуха и атмосферного давления.

Примечание - измерение рабочим эталоном кинематической вязкости производят с использованием жидкостного лабораторного термостата при температуре отборы пробы нефти в СИКН.

Плотность нефти (Рс_р2, кг/м³) приведенную к условиям измерений по давлению, вычисляют в соответствии с документом Р 50.2.076, по формуле

где р₍₁  - значение плотности нефти измеренное лабораторным плотномером при

температуре равной температуре нефти в момент отборы пробы, кг/м³;

у - значение коэффициента сжимаемости, приведенного в таблице приложения В;

Р_п - значение давления в СИКН в момент отбора пробы нефти, МПа.

Коэффициент сжимаемости нефти рассчитывают методом интерполяции.

• 9.5.9 Аналогично операциям п.п. 9.5.7, 9.5.8 последовательно выполняют измерения Чэ2» — ^v3i ^и Pt2> Pti ^в оставшихся пробах.

• 9.5.10 Для каждой пробы нефти вычисляют эталонное значение динамической вязкости (т/_Эд, мПа-c) по формуле

П_э!=Уэ(-10⁶Р(10'³,                                       ⁽²⁶⁾

где v₃j - значение кинематической вязкости, измеренное рабочим эталоном вязкости, м²/с;

р. - значение плотности нефти, измеренное лабораторным плотномером, кг/м³’

9.5.11В каждой пробе нефти в поддиапазоне вычисляют абсолютную погрешность измерений динамической вязкости (A7?_Bf мПа с) по формуле

^An_Bi=n_Bi-n,i                                            (27)

где т]_в1 - значение динамической вязкости, измеренное вискозиметром, мПа с.

9.5.12 Результаты поверки по п. 9.5 считают положительными, если

- допускаемые погрешности измерений, рассчитанные по формулам (27) не превышают

• 9.6 Определение относительной погрешности измерений массы брутто нефти

Относительную погрешность измерений массы брутто нефти 5Мб_Р, %, при прямом методе динамических измерений в соответствии с ГОСТ 8.587-2019 «ГСП. Масса нефти и нефтепродуктов. Методики (методы) измерений», принимают равной максимальному значению относительной погрешности расходомеров массовых Promass (далее по тексту -МПР).

Относительная погрешность МПР на рабочих измерительных линиях (ИЛ) не должна превышать ±0,25 %.

Значения относительной погрешности измерений массы брутто нефти не должны превышать ±0,25 %.

• 9.7 Определение относительной погрешности измерений массы нетто нефти. Относительную погрешности измерений массы нетто нефти вычисляют по формуле

  

  (28)

где 8М_Н - пределы относительной погрешности измерений массы нетто нефти, %; 5Мбр - пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти. %;

AW_B  - абсолютная погрешность измерений массовой доли воды в нефти,

вычисленная по формуле (30), %;

AW_Mn - абсолютная погрешность измерений массовой доли механических примесей в нефти, вычисленная по формуле (30), %;

AW_XC - абсолютная погрешность измерений массовой доли хлористых солей в нефти, вычисленная по формуле (30), %;

W_B - массовая доля воды в нефти, %, принимают равной значению, указанному в паспорте качества нефти, сформированном во время проведения поверки, %;

W_Mn - массовая доля механических примесей в нефти, %, принимают равной значению, указанному в паспорте качества нефти, сформированном во время проведения поверки;

W_xc - массовая доля хлористых солей в нефти, %, вычисляемая по формуле

где ф_хс - массовая концентрация хлористых солей в нефти определенная в лаборатории по ГОСТ 21534-76, мг/дм³;

р - плотность нефти, измеренная в лаборатории, кг/м³’

Для доверительной вероятности Р = 0,95 и двух измерениях соответствующего показателя качества нефти абсолютную погрешность измерений А, %, в лаборатории массовой доли воды, механических примесей, массовой концентрации хлористых солей вычисляют по формуле

(30)

где R и г - воспроизводимость и сходимость метода определения соответствующего параметра нефти, % массовых долей.

Воспроизводимость метода определения концентрации хлористых солей по ГОСТ 21534-76 принимают равной удвоенному значению сходимости (повторяемости) г, % массы. Значение сходимости (повторяемости) г_хс, выраженное по ГОСТ 21534-76 в мг/дм³, переводят в % массы по формуле где г_хс - сходимость (повторяемость) метода по ГОСТ 21534-76, мг/дм³’

Значения относительной погрешности измерений массы нетто нефти не должны превышать ±0,35 %.

СИ КН  соответствует метрологическим требованиям, установленным при

утверждении типа, если:

• - СИ, входящие в состав СИКН, поверены в соответствии с порядком, утвержденным законодательством Российской Федерации в области обеспечения единства измерений, и допущены к применению;

• - значения допускаемой относительной погрешности ИК массового расхода не превышают ±0,25 %;

• - значения допускаемой приведенной погрешности ИК ввода аналоговых сигналов не превышают ±0.04 %;

• - значения допускаемой относительной погрешности ИК частоты не превышают ±0,004%;

• - значения допускаемой абсолютной погрешности ИК количества импульсов не превышают ±1 импульс на 10000 импульсов;

-значения допускаемой относительной погрешности ИК вычисления физических свойств, массы, объема, объемного и массового расхода не превышают ±0,004%;

• - значения допускаемой абсолютной погрешности ИК плотности не превышают ±0,3 кг/м³;

• - значения допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти СИКН не превышают ±0,25 %;

• - значения допускаемых абсолютных погрешностей ИК вязкости нефти не превышают нормированных значений указанных в таблице 9.5.1;

• - - значения допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти СИКН не превышают ±0,35 %.

• 11.1 Результаты поверки СИКН оформляют протоколом по форме, приведенной в приложении А.

• 11.2  Сведения о результатах поверки СИКН направляют в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений.

• 11.3 При положительных результатах поверки СИКН по заявлению владельца средства измерений оформляется свидетельство о поверке. На свидетельство о поверке наносится знак поверки.

В случае метрологического отказа измерительных каналов, выясняются и устраняются его причины, после чего проводится внеочередная поверка СИКН в объеме определения MX отказавших ИК.

При проведении внеочередной поверки СИКН в объеме отдельных ИК в действующий период свидетельства о поверке СИКН. оформляется протокол поверки в части проведенной поверки по п.п.9.2 - 9.5 настоящей методики поверки (в зависимости от типа поверяемого канала). В разделе «Заключение» протокола делают вывод о годности (негодности) поверенных ИК, входящих в состав СИКН, к дальнейшей эксплуатации. При положительных результатах поверки отдельных ИК переоформляют свидетельство о поверке на СИКН, в соответствии с требованиями документа «Порядок проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке», утвержденного приказом Минпромторга России № 2510 от 20.10.2020 г. с указанием даты действия переоформленного свидетельства о поверке не позднее даты действия предыдущего свидетельства о поверке СИКН. К свидетельству о поверке системы прикладывают перечень ИК и измерительных компонентов, входящих в состав СИКН, протоколы поверки СИКН в части отдельных ИК и действующий протокол поверки, полученный при предыдущей поверке СИКН.

• 11.4 При отрицательных результатах поверки СИКН к эксплуатации не допускают и выписывают извещение о непригодности к применению.

(рекомендуемое)

Форма протокола поверки СИ КН

Протокол №_____________

поверки системы измерений количества и показателей качества нефти № 274 ПСП «Каменный Лог» ООО «ЛУКОЙЛ - ПЕРМЬ»

номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений

Заводской номер:

Принадлежит:

Место проведения поверки:

Средства поверки:(эталоны)

регистрационный номер и (или) наименование, тип. заводской номер, разряд, класс или погрешность эталонов

Методика поверки:

Условия проведения поверки СИКН:

Температура окружающей среды:

Атмосферное давление:

Относительная влажность:

Результаты поверки:

Результаты поверки:

• 1. Внешний осмотр (п.6 МП)________________________________

(соответствует/не соответствует)

• 2. Подготовка к поверке и опробование СИКН (п. 7 МП)__________________________

(соответствует/не соответствует)

• 3. Проверка программного обеспечения (п.8 МП)

Таблица А.1 - Идентификационные данные ПО АРМ оператора

Таблица А.2 - Идентификационные данные ПО ИВК

4. Определение MX СИКН (п. 9 МП)

4.1 Определение MX СИ, входящих в состав СИКН (п. 9.1 МП) Таблица А.З - Сведения о поверке СИ, входящих в состав СИКН:

• 4.2 Определение MX ИК силы тока (п. 9.2.1 МП).

Протокол определения MX ИК силы тока в приложении Б.

• 4.3 Определение MX ИК частоты (п. 9.2.2 МП)

Протокол определения MX ИК частоты в приложении Б.

• 4.4 Определение MX ИК количества импульсов (п. 9.2.3 МП) Протокол определения MX ИК количества импульсов в приложении Б.

• 4.5 Определение MX ИК вычисления физических свойств, массы, объема, объемного и массового расхода (п.9.2.4).

Протокол определения MX ИК вычисления физических свойств, массы, объема, объемного и массового расхода в приложении Б.

• 4.6 Определение MX ИК плотности нефти (п. 9.3 МП).

Протокол определения MX ИК плотности в приложении Е.

• 4.7 Определение MX ИК массового расхода нефти (п. 9.4 МП).

Протокол определения MX ИК плотности в приложении 3.

• 4.6 Определение МХ ИК вязкости нефти (п. 9.5 МП).

Протокол определения МХ ИК вязкости в приложении Д.

• 4.7 Определение пределов относительной погрешности СИКН при измерении массы брутто нефти (п. 9.6 МП).

• 4.8 Определение пределов относительной погрешности СИКН при измерении массы нетто нефти (п. 9.7 МП)

Заключение: система измерений количества и показателей качества нефти № 274

ПСП «Каменный Лог» ООО «ЛУКОЙЛ - ПЕРМЬ» зав. № 76 признана _________ к

„    ~                                                                                       годной/не годной

дальнейшей эксплуатации

Должность лица проводившего

поверку:

Дата поверки:    «_____»

(рекомендуемое)

Форма протокола

Определение MX ИК силы тока

Аналоговый вход №_______

Максимальное значение приведенной погрешности ИК силы постоянного тока_______%.

Определение MX ИК частоты

Частотный вход №_______

Максимальное значение относительной погрешности ИК частоты_______Гц.

Определение MX ИК количества импульсов

Импульсный вход №______

Максимальное значение абсолютной погрешности ИК количества импульсов______имп. Определение MX ИК вычисления физических свойств, массы, объема, объемного и массового расхода

Измерительный канал №____

Максимальное значение относительной погрешности ИК вычисления физических свойств, массы, объема, объемного и массового расхода_______%.

(обязательное)

Таблица коэффициентов сжимаемости нефти

ПРИЛОЖЕНИЕ Г

(обязательное)

Таблица коэффициентов объемного расширения нефти

ПРИЛОЖЕНИЕ Д

(рекомендуемое)

Форма протокола

Наименование СИ:        ____________________________________

Заводской номер:          ____________________________

Владелец:                 ________________________________________

Место проведения определения MX      _________________________

Средства поверки:         ________________________________________

Условия определения MX:

Температура окружающей среды (СИКН/лаборатория), °C

Влажность воздуха, %

Атмосферное давление, кПа

Нестабильность динамической вязкости нефти в течение 10 минут, мПа с

Нестабильность температуры нефти в течение 10 минут, °C

Результаты определения MX:

Внешний осмотр        ________________________________________

Опробование            __________________________________________

Подтверждение соответствия ПО. Идентификация версии ПО

Определение погрешности измерений

Градуировочные коэффициенты:

Максимальное значение абсолютной / приведенной погрешности измерений динамической вязкости (ненужное зачеркнуть)

в диапазоне измерений (______________мПа с включительно):__________

Заключение:

(рекомендуемое)

Форма протокола

Средство измерений (наименование, тип)________________________________________

Тип. заводской номер, год выпуска_______________________________________________

Владелец__________________________________________________________________

Результаты измерений

Определение абсолютной погрешности.

Градуировочные коэффициенты:

Максимальное значение абсолютной_погрешности измерений плотности составило:___________

Заключение:

Дата

Приложение Ж

Ж.1 Вычисляют среднюю погрешность преобразователя по трем результатам измерений при поверке.

Д_ср = (Ai + А2 + Дз) / 3                                  (Ж.1)

Ж.2 Новое значение коэффициента Ко определяют по формуле:

/Сонов = Ко -Дер                                       (Ж.2)

(рекомендуемое)

Форма протокола

Место проведения поверки ______________________________ _________________________________________

наименование ПСП                                     наименование ажэелыи ПСП

Поверяемый массомер: сенсор__________________, Ду_______мм. Зав. №         ; ПЭП            зав. №

установлен на                ИЛ №                Рабочая жидкость

сики *

Средства поверки: ГПУ типа ________________________. разряд_________. зав. №__________, дата поверки_________________

Поточный ПП типа______________________________, Зав. №__________, дата поверки_________________

Таблица I - Исходные данные

Таблица 2 - Результаты единичных измерений и вычислений

Таблица 4 - Результаты поверки (при реализации ГХв СОИ в виде кусочно-линейной аппроксимации значений KF')

Максимальное значение относительной погрешности ИК массового расхода

Приложение И

Установление и контроль значений поверочного расхода по результатам измерений поверяемым массомером

И.1 При выполнении операций по 9.5.3.1 регистрируют значение расхода, измеренное поверяемым массомером Q_Maccj (т/ч).

И.2 Для каждой точки расхода вычисляют коэффициент коррекции расхода по формуле где Q_Tnyj - значение расхода, вычисленное по формуле (12) п. 9.5.3.1, т/ч.

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

QKoppj=^k? QMaccj >                                      (И.2)

И.4 Дляу-й точки устанавливают требуемый поверочный расход Q_KopPj (т/ч), используя регулятор расхода или задвижку контролируя его значение по результатам измерений поверяемого массомера.

Приложение К

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

Таблица К.1 - Коэффициенты линейного расширения и значения модуля упругости материала стенок ТПУ___________________________________________________

Приложение Л

Определение значений квантиля распределения Стьюдента (t_{(P п)}) и коэффициента ^Z(P)

Л.1 Значение квантиля распределения Стьюдента при доверительной вероятности

Р = 0.95 в зависимости от количества измерений п определяют из таблицы Л.1

Таблица Л.1 - Значения квантиля распределения Стьюдента (t_(f, _nf) при Р = 0,95

Продолжение таблицы Л.1

Л.2 Значение коэффициента при Р = 0,95 в зависимости от величины соотношения /S определяют из таблицы Л.2. (0_Z /s => 0_t /s“_ian , 0_Z /s^_an и 0_zkjs?)

Таблица Л.2 - Значения коэффициента при Р = 0,95

33