Методика поверки «ГСОЕИ. Система измерений количества и показателей качества нефти СИКН №2063 ЦПСН "Просвет" ТПП "РИТЭК-Самара-Нафта"» (НА.ГНМЦ.0572-21 МП)

СОГЛАСОВАНО

автомати

Директор ОП ГНМЦ АО «

/■ КА 3  ./ж

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и показателей качества нефти СИКН №2063 ЦПСН «Просвет» ТПП «РИТЭК-Самара-Нафта»

Методика поверки

НА.ГНМЦ.0572-21 МП

Казань

2021

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

(ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика»)

Давыдова Е.Н.,

Стеряков О.В.

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти СИКН №2063 ЦПСН «Просвет» ТПП «РИТЭК-Самара-Нафта» (далее по тексту - СИКН) и устанавливает методику ее первичной и периодической поверки.

Поверку СИКН проводят в диапазоне измерений, указанном в описании типа СИКН, или фактически обеспечивающимся при поверке диапазоне измерений с обязательным указанием в свидетельстве о поверке информации об объеме проведения поверки.

Фактический диапазон измерений не может превышать диапазона измерений, указанного в описании типа СИКН.

Интервал между поверками СИКН: один год.

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.

Реализован метод непосредственного сравнения результата измерения поверяемого средства измерений со значением, определенного эталоном.

• 2.1 При проведении поверки выполняют следующие операции, приведенные в таблице 1.

Т а б л и ц а 1

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

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

• 3.2 При проведении поверки в условиях эксплуатации СИКН, характеристики измеряемой среды и СИКН должны соответствовать требованиям, приведенным в таблице 2.

Таблица2

• 3.3 При проведении определения относительной погрешности (ОП) ИК массы и массового расхода нефти (далее по тексту - ИКМ) соблюдают следующие условия:

  • 3.3.1 Определение ОП ИКМ проводят на месте эксплуатации в комплекте с элементами измерительных линий (ИЛ).

  • 3.3.2 Отклонение массового расхода рабочей жидкости от установленного значения в процессе определения ОП ИКМ не должно превышать 2,5 %.

  • 3.3.3 Изменение температуры рабочей жидкости в ПП и на входе и выходе ТПУ за время измерения не должно превышать 0,2°С.

  • 3.3.4 Температура, влажность окружающей среды и физико-химические показатели рабочей жидкости соответствуют условиям эксплуатации СИКН.

  • 3.3.5 Диапазоны рабочего давления и массового расхода определяются типоразмером счетчика расходомера массового (СРМ) и технологическими требованиями.

  • 3.3.6 Объемная доля воды в нефти не более 10 %.

  • 3.3.7 Содержание свободного газа не допускается.

  • 3.3.8 Регулирование массового расхода проводят при помощи регуляторов расхода, расположенных на выходе ИЛ или на выходе ТПУ. Допускается вместо регуляторов расхода использовать запорную арматуру.

• 4.1 Основные и вспомогательные средства поверки приведены в таблице 3.

ТаблицаЗ- Перечень основных и вспомогательных средств поверки

• 4.2 Используемые средства поверки должны иметь действующие сведения о поверке (с положительными результатами) в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (ФИФОЕИ).

• 4.3 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», утв. приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 15.12.2020г. № 534;

-Трудовой кодекс Российской Федерации от 30.12.2001 № 197-ФЗ;

в области пожарной безопасности:

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

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

-Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств», утв. приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 15.12.2020 г. № 533;

в области соблюдения правильной и безопасной эксплуатации электроустановок:

• - «Об утверждении правил по охране труда при эксплуатации электроустановок», утв. приказом Министерства труда и социальной защиты РФ от 15.12.2020г. № 903н;

• - 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 Наибольшее давление рабочей жидкости при поверке не должно превышать значения, указанного в эксплуатационной документации на оборудование и применяемые средства измерений (СИ). Использование элементов монтажа или шлангов, не прошедших гидравлические испытания, запрещается.

• 5.3 На трубопроводах, заполненных рабочей жидкостью, применяют приборы взрывозащищенного исполнения, на которых нанесены четкие надписи и маркировка, подтверждающие безопасность их применения.

• 5.4 К средствам поверки и используемому при поверке оборудованию обеспечивают свободный доступ. При необходимости предусматривают лестницы и площадки, соответствующие требованиям безопасности.

• 5.5 Освещенность в СИКН соответствует санитарным нормам согласно СНиП П-4-79.

• 5.6 Управление оборудованием и средствами поверки производят лица, прошедшие обучение и проверку знаний требований безопасности и допущенные к обслуживанию СИКН.

• 5.7 При появлении течи рабочей жидкости, загазованности и других ситуаций, нарушающих процесс поверки, поверка должна быть прекращена.

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

• - комплектность СИКН должна соответствовать технической документации;

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

• - надписи и обозначения на компонентах СИКН должны быть четкими и соответствующими технической документации.

• 6.2 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 СИКН проводят в соответствии с инструкцией по эксплуатации СИКН и НД на поверку СИ, входящих в состав СИКН.

Перед проведением поверки СИКН выполняют следующее:

• - проверяют наличие действующих сведений о поверке (с положительным результатом) в ФИФОЕИ на все средства поверки;

• - проверяют правильность монтажа средств поверки и СРМ;

• - подготавливают средства поверки согласно указаниям технической документации.

• 7.2 Перед проведением ОП ИКМ выполняют следующее:

  • 7.2.1 Подготавливают преобразователь СРМ в соответствии с технической документацией, устанавливают или проверяют установленные коэффициенты, в том числе:

• - градуировочный коэффициент СРМ;

• - коэффициент коррекции СРМ;

- значение массового расхода и соответствующее ему значение частоты выходного сигнала СРМ или коэффициент преобразования СРМ.

• 7.2.2 Проверяют или устанавливают в ИВК значение массового расхода и соответствующее ему значение частоты выходного сигнала СРМ или коэффициент преобразования СРМ Кпм, имп/т, соответствующий установленному значению в преобразователе СРМ или вычисленный по формуле

rzi- _ /м‘3600

^^ПМ “

где f_M - значение частоты, установленное в преобразователе СРМ, Гц;

Q_M - значение массового расхода, установленное в преобразователе СРМ, т/ч.

• 7.2.3 Вводят в память ИВК или проверяют введенные ранее данные, необходимые для обработки результатов определения ОП ИКМ.

• 7.2.4 Проверяют отсутствие газа в ИЛ, ТПУ и ПП, а также в верхних точках трубопроводов. Для этого устанавливают массовый расход рабочей жидкости в пределах рабочего диапазона измерений массового расхода СРМ и открывают краны, расположенные в высших точках ИЛ и ТПУ. Проводят 1-3 раза запуск поршня, удаляя после каждого запуска газ. Считают, что газ (воздух) отсутствует полностью, если из кранов вытекает струя рабочей жидкости без газовых пузырьков.

• 7.2.5 При рабочем давлении проверяют герметичность системы, состоящей из СРМ, ТПУ и ПП. При этом не допускается появление капель или утечек рабочей жидкости через сальники, фланцевые, резьбовые или сварные соединения при наблюдении в течение 5 мин.

• 7.2.6 Проверяют герметичность задвижек, через которые возможны утечки рабочей жидкости, влияющие на результаты измерений при определении ОП ИКМ.

• 7.2.7 Проверяют герметичность устройства пуска и приема поршня ТПУ в соответствии с технической документацией.

• 7.2.8 Проверяют стабильность температуры рабочей жидкости. Для этого запускают поршень ТПУ и регистрируют температуру в ПП, на входе и выходе ТПУ. Температуру рабочей жидкости считают стабильной, если ее изменение в системе не превышает 0,2°С за время прохождения поршня от одного детектора до другого (в двунаправленных ТПУ - в обоих направлениях).

• 7.2.9 Проводят установку нуля СРМ согласно технической документации.

• 7.3 При опробовании проверяют работоспособность СИКН в соответствии с инструкцией по эксплуатации путем просмотра отображения измеренных СИ 7

значений на экране АРМ оператора и формирования отчета СИКН (двухчасового или сменного).

• 7.3.1 Результаты опробования считают положительными, если на экране АРМ оператора отображаются измеренные СИ значения, отчет (двухчасовой или сменный) формируется и отсутствуют аварийные сообщения о работе СИКН.

• 8.1 Проверка идентификационных данных ПО комплексов измерительновычислительных ИМЦ-03 (далее по тексту - ИВК).

Чтобы определить идентификационные данные ПО ИВК необходимо в экранной форме «Основное меню» с помощью клавиатуры выбрать пункт «Просмотр 2» и нажать клавишу Enter на клавиатуре. В появившейся экранной форме «Просмотр 2» с помощью клавиатуры выбрать пункт «Версия программы» и нажать клавишу Enter на клавиатуре. На экране в виде текста отобразятся идентификационные данные метрологически значимой части ПО ИВК.

Отображенные идентификационные данные ПО ИВК заносят в таблицу А. 1 протокола поверки (Приложение А).

• 8.2 Проверка идентификационных данных ПО автоматизированного рабочего места оператора на базе комплекса программного обеспечения «ФОРВАРД PRO» (далее - АРМ оператора).

Чтобы определить идентификационные данные АРМ оператора необходимо выполнить следующие действия: в верхней строчке основной мнемосхемы монитора АРМ оператора нажать «О программе»; в появившемся окне «О программе...» нажать «Модули», после чего появится окно с идентификационными данными АРМ оператора.

Отображенные идентификационные данные ПО АРМ оператора заносят в таблицу А.2 протокола поверки (Приложение А).

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

• 9.1 Проверка результатов поверки СИ, входящих в состав СИКН.

Проверяют наличие действующих сведений о поверке у СИ, входящих в состав СИКН, поверка которых проводится в соответствии с методиками поверки, установленными при утверждении типа данных СИ, кроме счетчиков-расходомеров массовых Micro Motion модели CMF (регистрационный № в ФИФОЕИ 13425-06) и счетчиков-расходомеров массовых Micro Motion модификации CMF (регистрационный № в ФИФОЕИ 45115-10).

Сведения результатов проверки заносят в таблицу А.З Приложения А методики поверки СИКН.

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

• 9.2 Определение относительной погрешности ИК массы и массового расхода нефти.

  • 9.2.1 Определение ОП ИКМ проводят комплектным способом с применением ТПУ.

При определении ОП ИКМ выполняют следующие операции:

• - внешний осмотр (п.п. 9.2.2);

• - опробование (п.п. 9.2.3);

• - определение MX (п. 9.2.4);

• - обработка результатов измерений (п. 9.2.5).

• 9.2.2 Внешний осмотр.

При внешнем осмотре устанавливают соответствие СРМ следующим требованиям:

• - комплектность соответствует указанной в технической документации;

• - отсутствуют механические повреждения и дефекты, препятствующие применению;

• - надписи и обозначения на СРМ четкие и соответствуют требованиям технической документации.

• 9.2.3 Опробование.

  • 9.2.3.1 Опробование СРМ проводят совместно со средствами поверки.

  • 9.2.3.2 Устанавливают массовый расход рабочей жидкости в пределах рабочего диапазона измерений массового расхода СРМ.

  • 9.2.3.3 Наблюдают на дисплее ИВК значения следующих параметров:

• - частоты выходного сигнала СРМ;

• - массового расхода рабочей жидкости в СРМ;

• - температуры и давления рабочей жидкости на входе и выходе ТПУ;

• - плотности, температуры и давления рабочей жидкости в ПП.

• 9.2.3.4 Запускают поршень ТПУ. При прохождении поршня через первый детектор наблюдают за началом отсчета импульсов выходного сигнала СРМ, при прохождении поршня через второй детектор - за окончанием отсчета импульсов. Для двунаправленных ТПУ проводят те же операции при движении поршня в обратном направлении.

• 9.2.4 Определение MX ИК массы и массового расхода нефти.

  • 9.2.4.1 При определении ОП ИКМ определяют следующие MX:

• - градуировочный коэффициент СРМ в рабочем диапазоне измерений массового расхода или коэффициент коррекции СРМ в рабочем диапазоне измерений массового расхода;

• - границу относительной погрешности СРМ в рабочем диапазоне измерений.

• 3.2.4.2 Определение MX СРМ проводят не менее чем при трёх значениях массового расхода рабочей жидкости из диапазона измерений массового расхода, установленного для СРМ (далее - точках расхода), включая минимальное и максимальное значение. В каждой точке расхода для рабочих СРМ проводят не менее пяти измерений, для контрольных СРМ проводят не менее семи измерений. Последовательность выбора точек расхода может быть произвольной.

• 9.2.4.3 Устанавливают выбранное значение массового расхода по показаниям СРМ.

• 9.2.4.4 Проводят предварительное измерение для уточнения значения установленного массового расхода.

Запускают поршень ТПУ. После прохождения поршнем второго детектора регистрируют время прохождения поршнем от одного детектора до другого, количество импульсов выходного сигнала СРМ, температуру, давление и плотность рабочей жидкости.

Массовый расход рабочей жидкости через СРМ вычисляют по формуле (7).

При необходимости проводят корректировку значения массового расхода регулятором расхода или запорной арматурой.

• 9.2.4.5 После стабилизации массового расхода в соответствии с 3.3.2 проводят необходимое количество измерений.

• 9.2.4.6 Запускают поршень ТПУ. При прохождении поршнем первого детектора ИВК начинает отсчет импульсов выходного сигнала СРМ и времени прохождения поршня между детекторами, при прохождении второго детектора -заканчивает.

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

• - температуры рабочей жидкости на входе и выходе ТПУ;

• - давления рабочей жидкости на входе и выходе ТПУ;

• - температуры рабочей жидкости в ПП;

• - давления рабочей жидкости в ПП;

• - плотности рабочей жидкости в ПП.

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

Если количество импульсов выходного сигнала СРМ за время прохождения поршня ТПУ между детекторами меньше 10000, то ИВК должен определять количество импульсов с долями импульсов.

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 обратном направлениях суммируют.

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

При наличии у ТПУ второй пары детекторов допускается использовать обе пары детекторов.

• 9.2.4.7 Результаты измерений заносят в протокол. Форма протокола поверки приведена в приложении Б.

При заполнении протокола полученные результаты измерений и вычислений округляют в соответствии с таблицей 4.

Таблица4 - Точность представления результатов измерений и вычислений

Примечание - если количество цифр в целой части числа больше рекомендованного количества значащих цифр, то число округляют до целого.

• 9.2.5 Обработка результатов измерений

  • 9.2.5.1 Массу рабочей жидкости, определенную с помощью средств поверки за время i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода M_nyji, т, вычисляют по формуле

Mny/i —

вместимость калиброванного участка ТПУ при стандартных условиях (t = 20°С и Р = О МПа), м³;

коэффициент, учитывающий влияние температуры на вместимость ТПУ, для i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода;

коэффициент, учитывающий влияние давления на вместимость ТПУ, для i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода;

плотность рабочей жидкости за время i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, кг/м³; коэффициент, учитывающий влияние температуры на объем рабочей жидкости, определенный для температуры рабочей жидкости в ТПУ для i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода (вычисляют по приложению В);

коэффициент, учитывающий влияние давления на объем рабочей жидкости, определенный для давления рабочей жидкости в ТПУ для i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода (вычисляют по приложению В);

коэффициент, учитывающий влияние температуры на объем рабочей жидкости, определенный для температуры рабочей жидкости в ПП для i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода (вычисляют по приложению В);

коэффициент, учитывающий влияние давления на объем рабочей жид- кости, определенный для давления рабочей жидкости в ПП для i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода (вычисляют по приложению В);

коэффициент линейного расширения материала стенок калиброванного участка ТПУ (берут из технической документации на ТПУ или определяют по таблице Д.2 приложения Д), 1/°С;

tnyji - среднее значение температуры рабочей жидкости в ТПУ за время i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, °C;

texnyji, - температура рабочей жидкости на входе и выходе ТПУ за время i-tBbixnyji го измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, °C;

Pnyji - среднее значение избыточного давления рабочей жидкости в ТПУ за время i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, МПа;

PBxnyji, - давление рабочей жидкости на входе и выходе ТПУ за время i-ro Рвыхпул измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, МПа;

D - внутренний диаметр калиброванного участка ТПУ (берут из технической документации на ТПУ), мм;

S      - толщина стенок калиброванного участка ТПУ (берут из

технической документации на ТПУ), мм;

Е      - модуль упругости материала стенок калиброванного участка

ТПУ (берут из технической документации на ТПУ или определяют по таблице Д.2 приложения Д), МПа.

Вычисление массы рабочей жидкости допускается проводить согласно алгоритму, реализованному в ИВК, прошедшем испытания в целях утверждения типа.

9.2.5.2 Массовый расход рабочей жидкости через СРМ за время i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода Ор, т/ч,

где Mnyji - масса рабочей жидкости, определенная с помощью средств поверки за время i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, т;

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

• 9.2.5.3 Массовый расход рабочей жидкости через СРМ в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода Qj, т/ч, вычисляют по формуле

₀. = (8)

где Qji - массовый расход рабочей жидкости через СРМ за время i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, т/ч;

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

• 9.2.5.4 Нижний и верхний предел рабочего диапазона измерений массового расхода Qmin и Qmax, Т/Ч, ВЫЧИСЛЯЮТ ПО формулам

Qmin = min(Q_;),                                 (9)

Qmax = max(Q_;),                            (10)

где Qj - массовый расход рабочей жидкости через СРМ в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, т/ч.

• 9.2.5.5 Массу рабочей жидкости, определенную с помощью СРМ за время i-го измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода Мр, т, вычисляют по формуле

  Nji_

  Кпм’

(11)

где Njj - количество импульсов от СРМ за время i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, имп;

Кпм - коэффициент преобразования СРМ, имп/т.

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

  К_м

  

(12)

Км; —

(13)

9.2.5.7 Коэффициент коррекции СРМ в рабочем диапазоне измерений массового расхода MF вычисляют по формуле

1

MFj

(15)

(16)

(17)

где MFj - среднее значение коэффициента коррекции СРМ в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода;

MFycT - коэффициент коррекции, установленный в СРМ на момент проведения поверки СРМ.

9.2.5.8 Оценка СКО результатов измерений в поверяемых точках.

СКО результатов измерений в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода Sj, %, вычисляют по формуле

где Kmj - среднее значение градуировочного коэффициента СРМ в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, г/с/мкс;

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

MFj - среднее значение коэффициента коррекции СРМ в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода;

MFji - значение коэффициента коррекции СРМ для i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода;

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

Проверяют выполнение следующего условия

Sj < 0,05%.                                     (19)

При выполнении данного условия продолжают обработку результатов измерений.

При невыполнении условия (19) выявляют наличие промахов в полученных результатах вычислений, согласно приложению Г. Выявленный промах исключают и проводят дополнительное измерение. При отсутствии промахов выясняют и устраняют причины, обуславливающие невыполнение условия (19) и повторно проводят измерения.

9.2.5.9 Границу неисключенной систематической погрешности СРМ в рабочем диапазоне измерений расхода О, %, вычисляют по формулам

Q ⁼         ₀ + Qv₀ +             + (?ивк + Qz + Qht + Qmp<           (20)

Qt — Ртах ' 100 ’ л/^ПУ +

Ртах ~ ^-^{_Pji)<

0,

100 • 5р_доп

(30)

ДР = тах[(Р_тах - Р_п), (Р_п - Pmin)],                        (31)

где Qio - граница суммарной неисключенной систематической погрешности ТПУ (берут из свидетельства о поверке ТПУ; для ТПУ с двумя парами детекторов берут наибольшее значение), %;

Qvo - граница неисключенной систематической погрешности определения сред- него значения вместимости ТПУ (берут из свидетельства о поверке ТПУ; для ТПУ с двумя парами детекторов берут наибольшее значение), %;

Qt - граница неисключенной систематической погрешности, обусловленной погрешностью преобразователей температуры при измерениях температуры рабочей жидкости в ТПУ и ПП, %;

Q_p     - граница    неисключенной    систематической    погрешности,

обусловленной погрешностью ПП, %;

Qa     - граница    неисключенной    систематической    погрешности,

обусловленной аппроксимацией градуировочной характеристики СРМ в рабочем диапазоне измерений массового расхода СРМ, %;

Оивк - граница неисключенной систематической погрешности, обусловленной погрешностью ИВК, %;

бивк - предел допустимой относительной погрешности преобразования входных электрических сигналов в значение коэффициента преобразования СРМ ИВК (берут из свидетельства о поверке ИВК), %;

Qz     - граница    неисключенной    систематической    погрешности,

обусловленной нестабильностью нуля СРМ, %;

Qwit    - граница    неисключенной    систематической    погрешности,

обусловленной влиянием отклонения температуры рабочей жидкости в условиях эксплуатации СРМ от температуры рабочей жидкости при поверке, %;

Qmp - граница неисключенной систематической погрешности, обусловленной влиянием отклонения давления рабочей жидкости в условиях эксплуатации СРМ от давления рабочей жидкости при поверке, %;

Ртах максимальное значение коэффициента объемного расширения рабочей жидкости за время поверки, 1/°С;

Pji - коэффициент объемного расширения рабочей жидкости для i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода (определяют по МИ 2632), 1/°С;

Atny - предел допускаемой абсолютной погрешности преобразователей температуры, установленных в ТПУ (берут из свидетельства о поверке преобразователя температуры), °C;

Atnn - предел допускаемой абсолютной погрешности преобразователя температуры, установленного около ПП (берут из свидетельства о поверке преобразователя температуры), °C;

Лрпп - предел допускаемой абсолютной погрешности ПП (берут из свидетельства о поверке преобразователя плотности), кг/м³;

Pnnmin - минимальное значение плотности рабочей жидкости за время поверки, кг/м³;

pnnji - плотность рабочей жидкости за время i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, кг/м³;

ZS - стабильность нуля СРМ (берут из технической документации на СРМ), т/ч;

Qmin - нижний предел рабочего диапазона измерений массового расхода СРМ, т/ч;

6tfl_On - значение дополнительной погрешности, обусловленной отклонением температуры рабочей жидкости при эксплуатации СРМ от температуры рабочей жидкости при поверке (берут из описания типа или технической документации на СРМ), %/°С;

Оном - номинальное значение массового расхода СРМ (берут из технической документации на СРМ), т/ч;

At - максимальное отклонение температуры рабочей жидкости при эксплуатации СРМ от температуры рабочей жидкости при поверке, °C;

tn - среднее значение температуры рабочей жидкости при поверке (допускается использовать среднее значение температуры рабочей жидкости в ТПУ), °C;

tmin,    - нижний и верхний предел рабочего диапазона температур

tmax       рабочей жидкости при эксплуатации СРМ, °C;

брдоп   - значение   дополнительной погрешности, обусловленной

отклонением давления рабочей жидкости при эксплуатации СРМ от давления рабочей жидкости при поверке (берут из описания типа или технической документации на СРМ), %/0,1 МПа;

АР - максимальное отклонение давления рабочей жидкости при эксплуатации СРМ от давления рабочей жидкости при поверке, МПа;

Pmin, - нижний и верхний предел рабочего диапазона давлений рабочей Ртах жидкости при эксплуатации СРМ, МПа;

Рп - среднее значение давления рабочей жидкости при поверке (допускается использовать среднее значение давления рабочей жидкости в ТПУ), МПа.

9.2.5.10 СКО среднего значения результатов измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода Soj, %, вычисляют по формуле

Sq+Sq

где £    - граница случайной погрешности СРМ в рабочем диапазоне

Q - граница неисключенной систематической погрешности СРМ в

К - коэффициент, зависящий от соотношения случайной и

S_z - суммарное СКО результата измерений, %;

S_Q - СКО суммы неисключенных систематических погрешностей, %;

S_o - СКО среднего значения результатов измерений в рабочем диапазоне измерений массового расхода, %.

• 9.2.6 Результаты поверки по п. 9.2 считаются положительными, если значения относительных погрешностей:

- для СРМ, используемого в качестве контрольного

6 < 0,20%,

- для СРМ, используемого в качестве рабочего

8 < 0,25%.

Если данные условия не выполняются, то рекомендуется:

• - увеличить количество измерений в точках рабочего диапазона измерений массового расхода;

• - уменьшить рабочий диапазон измерений массового расхода;

• - установить коррекцию СРМ по давлению (при отсутствии коррекции).

При повторном невыполнении данных условий определение ОП ИКМ прекращают.

• 9.3 Определение относительной погрешности измерений массы брутто нефти.

Относительную погрешность измерений массы брутто нефти 5М, %, при применении прямого метода динамических измерений в соответствии с ГОСТ 8.587-2019 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Методики (методы) измерений» принимают равной максимальному значению относительной погрешности измерений СРМ, входящих в состав СИКН.

Относительная погрешность СРМ в диапазоне расходов на рабочей измерительной линии (ИЛ) не должна превышать ±0,25 %, относительная погрешность СРМ в диапазоне расходов на контрольно-резервной ИЛ не должна превышать ±0,20 %.

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

• 9.4 Определение относительной погрешности измерений массы нетто нефти.

Относительную погрешность измерений массы нетто нефти 8М_Н, %, вычисляют по формуле

где 5М - относительная погрешность измерений массы брутто нефти, принимают равной максимальному из значений относительной погрешности измерений массы СРМ всех ИЛ, %;

AW_B - абсолютная погрешность измерений массовой доли воды в нефти, вычисленная по формуле (43), %;

AW_Mr- абсолютная погрешность измерений массовой доли механических примесей в нефти, вычисленная по формуле (43), %;

AW_XC- абсолютная погрешность измерений массовой доли хлористых солей в нефти, вычисленная по формуле (43), %;

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

= 0,1 ■                                     (42)

где <р_хс - массовая концентрация хлористых солей в нефти, мг/дм³, принимают равной значению, указанному в паспорте качества нефти, сформированном во время проведения поверки;

р - плотность нефти, приведенная к условиям измерений массовой концентрации хлористых солей, кг/м³.

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

(43) метода нефти, ГОСТ 6370-83,

Воспроизводимость метода определения массовой 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 массовые доли, %, по формуле

• 10.1 Относительная погрешность ИКМ в диапазоне расходов на рабочей ИЛ не должна превышать ±0,25 %, относительная погрешность ИКМ в диапазоне расходов на контрольно-резервной ИЛ не должна превышать ±0,20 %.

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

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

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

• 11.2 Сведения о результатах поверки СИКН направляют в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений в соответствии с документом «Порядок проведения поверки средств измерений», утвержденным приказом Минпромторга России № 2510 от 31.07.2020 г.

• 11.3 При положительных результатах поверки по заявлению владельца СИКН оформляется свидетельство о поверке. На оборотной стороне свидетельства о поверке СИКН указывают:

• - наименование измеряемой среды;

• - значения относительной погрешности измерений массы брутто нефти и массы нетто нефти.

На свидетельство о поверке СИКН наносится знак поверки.

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

Приложение А

(рекомендуемое)

ПРОТОКОЛ №___________

поверки системы измерений количества и показателей качества нефти СИКН №2063 ЦПСН «Просвет» ТПП «РИТЭК-Самара-Нафта» номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений_______________

Диапазон измерений:____________________________________________________

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений:

• - массы брутто нефти, %, не более___________________________________________

• - массы нетто нефти, %, не более_____________________________________

Заводской номер:__________________________________________________________

Принадлежит:_______________________ ИНН:____________________________

Место проведения поверки:_______________________________________________

Поверка выполнена с применением эталонов:

___________________________________регистрационный №__________________ Методика поверки:_________________________________________________________

Условия проведения поверки:_______________________________________________

Результаты поверки:

• 1. Внешний осмотр (раздел 6 МП)_________________________________

(соответствует/не соответствует)

• 2. Опробование (раздел 7 МП)__________________________

(соответствует/не соответствует)

• 3. Подтверждение соответствия ПО (раздел 8 МП)

Таблица А.1 - Идентификационные данные ПО ИВК

Таблица А.2 - Идентификационные данные ПО АРМ оператора

4. Проверка сведений о поверке СИ, входящих в состав СИКН (п. 9.1 МП)

Таблица А.З - Сведения о поверке СИ, входящих в состав СИКН

• 5 Определение относительной погрешности ИК массы и массового расхода нефти (п. 9.2 МП)

• 6 Определение относительной погрешности измерений массы брутто нефти (п. 9.3 МП)

• 7 Определение относительной погрешности измерений массы нетто нефти (п. 9.4 МП)

Заключение: система измерений количества и показателей качества нефти СИКН №2063 ЦПСН «Просвет» ТПП «РИТЭК-Самара-Нафта» признана_____________

К дальнейшей эксплуатации                                           пригодной/не пригодной

Должность лица проводившего поверку: ------ _(umwaal, _фаття)

Дата поверки: «_____» ____________ 20___г.

Приложение Б

(рекомендуемое)

Форма протокола определения относительной погрешности ИК массы и массового расхода нефти с помощью ТПУ И ПП

ПРОТОКОЛ №__________

определения относительной погрешности ИК массы и массового расхода нефти

Место проведения определения MX:_______________________________________

СРМ: датчик:__________________, тип__________, зав. №_______

преобразователь_________, тип__________, зав. №_________

ТПУ: тип__________, зав. №______

ПП: тип__________, зав. №______

ИВК: тип__________, зав. №______

Рабочая жидкость________

Продолжение таблицы Б.1

Окончание таблицы Б.1

Таблица Б.2 - Результаты единичных измерений и вычислений

Окончание таблицы Б.2

Таблица Б. 3 - Результаты поверки в точках рабочего диапазона

Таблица Б.4 - Результаты поверки в рабочем диапазоне

Заключение: СРМ к дальнейшей эксплуатации _______________в качестве____

(годен, не годен)

рабочего и контрольного, или контрольного, или рабочего

Должностное лицо, проводившее ОП ИКМ:          __________ _____________

(подпись)         (инициалы, фамилия)

Дата проведения ОП ИКМ «____» ____________ 20____г.

Примечание - при определении коэффициента коррекции в столбец 14 таблицы 2, столбец 3 таблицы 3 и столбец 3 таблицы 4 заносят значения коэффициента коррекции, при определении градуировочного коэффициента -значения градуировочного коэффициента, в шапки таблиц заносят соответствующие названия столбцов.

Приложение В (справочное) Определение коэффициентов CTL и CPL.

В.1 Определение коэффициента CTL.

Значение коэффициента CTL, учитывающего влияние температуры на объем рабочей жидкости для диапазона плотности рабочей жидкости (при t = 15 °C и Р = 0 МПа) от 611 до 1164 кг/м³ определяют по формулам

CTL = exp[-a₁₅At(1+0,8a₁₅At)],                                        (В.1)

_ К_о + К₄ • р₁₅ ^а15 ^_       2       ’

Pl5

At = t - 15,

где pis - значение плотности рабочей жидкости при t = 15 °C и Р = 0 МПа, кг/м³;

t       - значение температуры рабочей жидкости, °C;

a-i5 - значение коэффициента объемного расширения рабочей жидкости при t⁼ 15°СиР = 0МПа, 1/°С;

Ко, Ki - коэффициенты выбираются из таблицы Е.8.1.

Таблица В.1- Значения коэффициентов Ко и Ki в зависимости от типа

рабочей жидкости

Примечание - Для нефтепродуктов коэффициенты К_о, Ki выбираются не по названию типа рабочей жидкости, а в зависимости от значения р₁₅.

где Р - значение избыточного давления рабочей жидкости, МПа;

10     - коэффициент перевода единиц измерения давления МПа в бар.

В.З Определение коэффициента (3.

Значение коэффициента объемного расширения рабочей жидкости |3, 1/°С P = a₁₅+1,6-a₁²₅-(t-15)                                                  (В.6)

где 0(15     - значение коэффициента объемного расширения рабочей жидкости

при 15 °C, 1/°С;

t       - значение температуры рабочей жидкости, при которой

определяется коэффициент объемного расширения рабочей жидкости, °C.

В.4 Определение плотности pi₅.

Значение плотности рабочей жидкости при t=15°CnP = 0 МПа pis, кг/м³, определяют по формуле

для определения CTLnn и CPLnn, в свою очередь, необходимо определить значение плотности при стандартных условиях pis- Поэтому значение Pis определяют методом последовательного приближения.

• 1) Определяют значения CTLnnu) и CPLnno), принимая значение pi₅ равным значению рпп-

• 2) Определяют значения р₁₅₍₁), кг/м³

О ₌_______Рпп_______

Pi5(i) р-р. ,rpi

¹ *-ПП(1)       ^иПП(1)

• 3) Определяют значения CTLnn(2) и CPLnn(2), принимая значение pi₅ равным значению pis(i>-

• 4) Определяют значение pis(2), кг/м³

________Рпп_______

Pl5(2) ^_ р-р,      ppi

¹ *-ПП(2)      ^иПП(2)

• 5) Аналогично пунктам (3) и (4), определяют значения CTLnn(i), Pi5₍i) для i-ro цикла вычислений и проверяют выполнение условия

|Pl5(i) - Pl5(i-1 )| - 0,001,                                                                          (В. 1 0)

где pi5(j),    - значения pi₅ определенные, соответственно, за последний и

Pi5(i-1) предпоследний цикл вычислений, кг/м³.

Процесс вычислений продолжают до выполнения данного условия. За значение Р15 принимают последнее значение Pi5(o-

Приложение Г

Проверка результатов измерений на один промах по критерию Граббса при определении метрологических характеристик

СКО результатов измерений в j-ой точке рабочего диапазона измерений расхода S_jk(j) определяют по формуле

Д.1 Значение квантиля распределения Стьюдента при доверительной вероятности Р = 0,95 в зависимости от количества измерений п определяют из таблицы Д.1.

Т а б л и ц а Д.1 - Значения квантиля распределения Стьюдента t_(P,_n) при Р = 0,95

Продолжение таблицы Д. 1

Д.2 Значение коэффициента Z<_P> при Р = 0,95 в зависимости от величины соотношения 6_X/S определяют из таблицы Д.2 (0_Z/S —» 6_£/S^_an , или 0_z/S“^F_an , или 0_Ek/S*^F).

Таблица Д.2 - Значения коэффициента Z_(P) при Р = 0,95

Д.З Коэффициент линейного расширения и значение модуля упругости материала стенок ТПУ определяют из таблицы Д.З.

Таблица Д.З - Коэффициенты линейного расширения и значения модуля упругости материала стенок ТПУ

27