Методика поверки «системы измерений количества и показателей качества нефти 438 » (мп 1267-14-2021 )

ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ РАСХОДОМЕТРИИ -ФИЛИАЛ ФЕДЕРАЛЬНОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО УНИТАРНОГО ПРЕДПРИЯТИЯ «ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ МЕТРОЛОГИИ им. Д.И. МЕНДЕЛЕЕВА»

ВНИИР - филиал ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева»

СОГЛАСОВАННО

Государственная система обеспечения единства измерений

СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ № 438 Методика поверки

МП 1267-14-2021

Начальник отдела НИО-14

Р.Р . Нурмухаметов

299-72-00

Казань

2021

РАЗРАБОТАНА	ВНИИР - филиал ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева»
ИСПОЛНИТЕЛИ	Черепанов М.В.
УТВЕРЖДЕНА	ВНИИР - филиал ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева»

• 1 Общие положения

Настоящий документ распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти № 438 (далее - СИКН) и устанавливает методику первичной поверки при вводе в эксплуатацию, а также после ремонта, и периодической поверки при эксплуатации.

Поверка СИКН в соответствии с настоящей методикой поверки обеспечивает передачу единиц массы от рабочего эталона 2-го разряда в соответствии с Государственной поверочной схемой (часть 2), утвержденной приказом Госстандарта от 07.02.2018 № 256, что обеспечивает прослеживаемость к ГЭТ 63-2019 Государственный первичный специальный эталон единицы единиц массы и объема жидкости в потоке, массового и объёмного расходов жидкости. Поверка СИКН осуществляется методом косвенных измерений.

Если очередной срок поверки измерительного компонента (канала) из состава СИКН наступает до очередного срока поверки СИКН, или появилась необходимость проведения периодической или внеочередной поверки измерительного компонента (канала), то поверяют только этот измерительный компонент, при этом внеочередную поверку СИКН не проводят.

Допускается проведение поверки СИКН в части отдельных измерительных каналов (ИК) в соответствии с заявлением владельца СИКН.

Интервал между поверками СИКН -12 месяцев.

• 2 Перечень операций поверки средства измерений

При проведении поверки выполняют операции, приведенные в таблице 1.

Таблица 1

Наименование операции	Номер пункта методики поверки	Проведение операции при
		первичной поверке	периодической поверке
Внешний осмотр средства измерений	6	Да	Да
Подготовка к поверке и опробование средства измерений	7	Да	Да
Проверка программного обеспечения средства измерений	8	Да	Да
Определение (контроль) метрологических характеристик	9	Да	Да
Подтверждение соответствия средства измерений метрологическим требованиям	10	Да	Да

Если при проведении какой-либо операции поверки получен отрицательный результат, дальнейшую поверку не проводят.

• 3 Требования к условиям проведения поверки

  • 3.1 Поверку СИКН проводят на месте эксплуатации в диапазоне измерений, указанном в описании типа, или в фактически обеспечивающимся при поверке диапазоне измерений с обязательным указанием в свидетельстве о поверке информации об объеме проведенной поверки. Фактический диапазон измерений не может превышать диапазона измерений, указанного в описании типа СИКН.

  • 3.2 Характеристики СИКН и параметры измеряемой среды при проведении поверки должны соответствовать требованиям, приведенным в описании типа СИКН.

  • 3.3 Определение метрологических характеристик ИК объема (объемного расхода) нефти в блоке измерительных линий СИКН (№ 1.1-1.3) проводят при условиях, предусмотренных п. 3.3.1 или 3.3.2, в зависимости от применяемого способа.

    • 3.3.1 Определение метрологических характеристик ИК объема (объемного расхода) нефти, при комплектном способе, проводят при следующих условиях:

• - работы проводят на месте эксплуатации в комплекте с элементами измерительных линий;

• - допускаемое изменение абсолютного значения расхода за время одного измерения (в точке расхода) 2,5 %;

• - допускаемое изменение абсолютного значения температуры нефти за время одного измерения 0,2 °C;

• - температура, влажность окружающей среды и параметры нефти соответствуют условиям эксплуатации СИКН;

• - содержание свободного газа не допускается;

• - для обеспечения бескавитационной работы избыточное давление в трубопроводе после первичного измерительного преобразователя ИК объема (объемного расхода) нефти, Р_т/_И, МПа, должно быть не менее вычисленного по формуле

Р_тЬ=2,06.Р_ял+2.ДР,                             (1)

где Рнп - давление насыщенных паров, определенное в соответствии с ГОСТ 1756-2000 «Нефтепродукты. Определение давления насыщенных паров» при максимально возможной температуре измеряемой среды, МПа;

ДР - разность давления на первичном измерительном преобразователе ИК объема (объемного расхода) нефти, указанная в технической документации, МПа;

• - регулирование объемного расхода проводят при помощи регуляторов расхода, расположенных на выходе трубопоршневой поверочной установки и (или) на измерительных линиях.

• 3.3.2 Определение метрологических характеристик ИК объема (объемного расхода) нефти, при поэлементном способе, проводят при условиях, предусмотренных методиками поверки измерительных компонентов, входящих в состав ИК объема (объемного расхода) нефти.

• 3.4 Определение метрологических характеристик ИК плотности нефти (№ 2.1, 2.2) проводят при следующих условиях:

• - температура окружающего воздуха при отборе пробы нефти в пикнометры пикнометрической установки должна соответствовать условиям эксплуатации СИКН;

• - диапазон температуры окружающего воздуха при взвешивании пикнометров от 15 °C до 25 °C;

• - температура нефти должна соответствовать температуре в условиях эксплуатации СИКН;

• - избыточное давление нефти при отборе проб в пикнометры пикнометрической установки, не более 10,0 МПа.

• 3.5 Определение метрологических характеристик ИК вязкости нефти (№ 3.1, 3.2) проводят при следующих условиях:

• - время между началом пуска потока нефти через ИК вязкости нефти и вибрационном вискозиметре, применяемом в качестве средства определения метрологических характеристик ИК вязкости нефти, и началом снятия показаний не менее 30 мин;

• - разность температуры нефти между температурой в ИК вязкости нефти и температурой в вибрационном вискозиметре, применяемом в качестве средства определения метрологических характеристик ИК вязкости нефти, не более ±0,1 °C;

• - допускаемое изменение абсолютного значения температуры нефти за время одного измерения 0,05 °C;

• - допускаемое изменение абсолютного значения вязкости нефти за время одного измерения 0,3 сПз при значениях вязкости в диапазоне от 10 до 100 сПз.

• 3.6 Определение метрологических характеристик ИК объемного расхода нефти (№ 4) в блоке измерений показателей качества нефти (далее - БИК) проводят на месте эксплуатации в условиях эксплуатации СИКН.

• 3.7 При соблюдении условий 3.1, 3.2, 3.3.1 или 3.3.2, 3.4-3.6 считают, что факторы, которые могут оказать влияние на точность результатов измерений при поверке, отсутствуют.

• 4 Метрологические и технические требования к средствам поверки

4.1 При проведении поверки применяют средства поверки, приведенные в таблице 2. Таблица 2

№ п/п	Номер пункта методики поверки	Обозначение нормативного документа, регламентирующего технические требования, и (или) метрологические и основные технические характеристики средства поверки, рекомендуемое средство поверки
1	Определение метрологических характеристик ИК объема (объемного расхода) нефти №1.1-1.3
1.1		Основные средства поверки
	7.3.2,9.2	Рабочий эталон 2-го разряда в соответствии с частью 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 Госстандарта от 07.02.2018 № 256 (установка трубопорпшевая (далее -ПУ) с диапазоном расхода, соответствующим диапазону измерений ИК объема (объемного расхода) нефти, и пределами допускаемой относительной погрешности ±0,1 %)
1.2		Вспомогательные средства поверки
	7.3.2, 9.2	Измерительные компоненты, входящие в состав СИКН, в соответствии с описанием типа, обеспечивающие: - измерение плотности нефти в диапазоне, соответствующем условиям эксплуатации СИКН, с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ±0,3 кг/м3; - измерение температуры нефти в диапазоне, соответствующем условиям эксплуатации СИКН, с пределами допускаемой абсолютной погрешности ±0,2 °C; - измерение избыточного давления нефти в диапазоне, соответствующем условиям эксплуатации СИКН, с пределами допускаемой приведенной погрешности ±0,5 %; - измерение вязкости нефти в диапазоне, соответствующем условиям эксплуатации СИКН, с пределами допускаемой приведенной погрешности ±1,0 % от верхнего предела измерений;

Продолжение таблицы 2

	Номер пункта методики поверки	Обозначение нормативного документа, регламентирующего технические требования, и (или) метрологические и основные технические характеристики средства поверки
		- вычисление коэффициентов преобразования с пределами допускаемой относительной погрешности ±0,025 %; - преобразование сигналов от первичных преобразователей в значение массы нефти с пределами допускаемой относительной погрешности ±0,05 %
2	Определение метрологических характеристик ИК плотности нефти № 2.1,2.2
2.1	Основные средства поверки
	7.3.2,9.3	Рабочий эталон плотности в соответствии с Государственной поверочной схемой для средств измерений плотности, утвержденной приказом Госстандарта от 01.11.2019 № 2603 (установка пикнометрическая с диапазоном измерений, соответствующим диапазону измерений ИК плотности нефти, и пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ±0,1 кг/м3 (далее - пикнометрическая установка))
2.2	Вспомогательные средства поверки
	7.3.2, 9.3	Измерительные компоненты, входящие в состав СИКН, в соответствии с описанием типа, обеспечивающие: - измерение температуры нефти в диапазоне, соответствующем условиям эксплуатации СИКН, с пределами допускаемой абсолютной погрешности ±0,2 °C; - измерение избыточного давления нефти в диапазоне, соответствующем условиям эксплуатации СИКН, с пределами допускаемой приведенной погрешности ±0,5 %;
3	Определение метрологических характеристик ИК вязкости нефти № 3.1,3.2
3.1	Основные средства поверки
	7.3.2,9.4	Средства измерений вязкости в соответствии с Государственной поверочной схемой для средств измерений вязкости жидкостей, утвержденной приказом Госстандарта от 05.11.2019    № 2622 (вибрационный вискозиметр с диапазоном измерений, соответствующим диапазону измерений ИК вязкости нефти, и пределами допускаемой приведенной погрешности ±0,5 % (далее - эталонный преобразователь вязкости))
4	Определение метрологических характеристик ИК объемного расхода нефти № 4
4.1	Основные средства поверки
	7.3.2,9.5	Средство измерений в соответствии с частью 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 Госстандарта от 07.02.2018 № 256 (расходомер ультразвуковой с диапазоном измерений, соответствующим диапазону измерений ИК объемного расхода нефти, и пределами допускаемой относительной

Продолжение таблицы 2

	Номер пункта методики поверки	Обозначение нормативного документа, регламентирующего технические требования, и (или) метрологические и основные технические характеристики средства поверки
		погрешности ±1,0 % (далее - УЗПР))
Примечание - Средства поверки, указанные в данной таблице, применяются при определении метрологических характеристик ИК комплектным способом.

4.2 Допускается применение других средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик СИКН с требуемой точностью.

• 5 Требования (условия) по обеспечению безопасности проведения поверки

При проведении работ соблюдают требования, определяемые документами:

• - в области охраны труда - Трудовой кодекс Российской Федерации;

• - в области промышленной безопасности - Руководство по безопасности «Рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов» (приказ № 784 от 27 декабря 2012 г. «Об утверждении Руководства по безопасности «Рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов»), а также другими действующими отраслевыми нормативными документами;

• - в области пожарной безопасности - Федеральный закон Российской Федерации от 22 июля 2008 г. № 123-ФЗ «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности», СНиП 21.01-97 «Пожарная безопасность зданий и сооружений»;

• - в области соблюдения правильной и безопасной эксплуатации электроустановок -Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей;

• - в области охраны окружающей среды - Федеральный закон Российской Федерации от 10 января 2002 г. № 7-ФЗ «Об охране окружающей среды» и другими действующими законодательными актами на территории РФ;

• - правилами безопасности при эксплуатации используемых средств измерений, приведенными в их эксплуатационной документации.

Площадка СИКН должна содержаться в чистоте без следов нефти и должна быть оборудована первичными средствами пожаротушения согласно Правил противопожарного режима в Российской Федерации.

Средства поверки и вспомогательные устройства, применяемые при выполнении поверки, должны иметь взрывозащищенное исполнение в соответствии с требованиями ГОСТ 31610.0-2019 «Взрывоопасные среды. Часть 0. Оборудование. Общие требования».

Вторичную аппаратуру и щиты управления относят к действующим электроустановкам с напряжением до 1000 В, на которые распространяются Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей, Правила устройства электроустановок.

• 6 Внешний осмотр средства измерений

При внешнем осмотре должно быть установлено соответствие СИКН следующим требованиям:

• - состав СИКН должен соответствовать эксплуатационной документации;

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

• - надписи и обозначения на компонентах СИКН должны бьггь четкими и соответствовать их эксплуатационной документации.

Результат считают положительным, если СИКН соответствует вышеперечисленным требованиям.

• 7 Подготовка к поверке и опробование средства измерений

  • 7.1 Подготовка к поверке

Подготовку и установку средств поверки (таблица 2) и СИКН осуществляют в соответствии с их эксплуатационной документацией.

Проверяют наличие в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (ФИФ ОЕИ) наличие информации о положительных результатах поверки средств поверки, а также наличие на средствах поверки действующих знаков поверки, если это предусмотрено их описанием типа.

Для средств поверки, аттестованных в качестве эталонов, в ФИФ ОЕИ проверяют информацию о периодической аттестации.

Собирают и заполняют нефтью технологическую схему. Оперативным персоналом путем визуального осмотра проверяется отсутствие утечек нефти через фланцевые, резьбовые и уплотнительные соединения элементов технологической схемы СИКН. На элементах технологической схемы СИКН не должно наблюдаться следов нефти. При обнаружении следов нефти поверку прекращают и принимают меры по устранению утечки.

• 7.2 Подготовка перед определением метрологических характеристик ИК

  • 7.2.1 Перед проведением определения метрологических характеристик ИК объема (объемного расхода) нефти выполняют следующие работы:

• - вводят в память измерительного компонента ИК объема (объемного расхода) нефти) (вторичная часть ИК) или проверяют введенные ранее данные, необходимые для обработки результатов измерений;

• -  проверяют отсутствие воздуха (газа) в ПУ, верхних точках трубопроводов технологической схемы, и ИЛ с первичным измерительным преобразователем ИК объема (объемного расхода) нефти. Для этого устанавливают объемный расход в пределах диапазона измерений ИК объема (объемного расхода) нефти и открывают краны, расположенные в высших точках ИЛ и ПУ. Проводят 1-3 раза запуск поршня, удаляя после каждого запуска воздуха (газа). Считают, что воздух (газ) отсутствует полностью, если из кранов, вытекает струя нефти без пузырьков.

Проверяют герметичность устройства пуска и приема поршня ПУ в соответствии с технической документацией.

Проверяют стабильность температуры нефти в технологической схеме. Температуру нефти считают стабильной, если ее изменение в ПУ и в ИЛ с первичным измерительным преобразователем ИК объема (объемного расхода) нефти не превышает 0,2 °C за время одного измерения (прохода поршня ПУ от детектора до детектора).

• 7.2.2 Перед проведением определения метрологических характеристик ИК плотности нефти выполняют следующие работы:

• - промывают внутреннюю полость измерительных компонентов, входящего в состав ИК плотности нефти, бензином или нефрасом, используя шомпол с ершиком из мягкого материала или ткань;

• - пикнометры, являющиеся частью пикнометрической установки, разбирают, промывают бензином или нефрасом, сушат на воздухе или продувая их пылесосом (феном), и собирают;

• - электронные весы подготавливают в соответствии с инструкцией по эксплуатации;

• - взвешивают пустые пикнометры методом прямого взвешивания, если используемые весы имеют функцию калибровки по массе. Непосредственно перед взвешиванием пикнометров калибруют весы в соответствии с инструкцией по эксплуатации. Каждый пикнометр взвешивают не менее трех раз, вычисляют среднее значение результатов взвешиваний. Сходимость результатов взвешиваний - не более 0,02 г, в противном случае повторяют взвешивания;

• - измеряют температуру атмосферного воздуха и барометрическое давление в помещении, где проводились взвешивания;

• - пикнометрическую установку подсоединяют к трубопроводу в соответствии с инструкцией по эксплуатации;

• - устанавливают расход нефти через ИК плотности нефти, в пределах его рабочего диапазона;

• - устанавливают расход нефти через пикнометрическую установку.

• 7.2.3 Перед проведением определения метрологических характеристик ИК вязкости нефти выполняют следующие работы:

• - устанавливают расход нефти в БИК в пределах рабочего диапазона расхода;

• - проверяют значения градуировочных коэффициентов, коэффициента сдвига и коэффициента масштабирования первичного измерительного преобразователя ИК вязкости нефти на соответствие свидетельству о поверке и калибровочному сертификату. При отсутствии информации о коэффициенте масштабирования или коэффициенте сдвига в калибровочном сертификате, коэффициент масштабирования устанавливают равным единице, коэффициент сдвига устанавливают равным нулю. Требуемую информацию проверяют в измерительном компоненте ИК вязкости нефти (вторичная часть ИК);

• - подключают эталонный преобразователь вязкости к компьютеру (с запущенной программой ADView, Prolinkll/III, либо к HART коммуникатору) и проверяют правильность его подключения и конфигурирования.

• 7.2.4 Перед проведением определения метрологических характеристик ИК объемного расхода нефти через БИК выполняют следующие работы:

• - устанавливают расход нефти в БИК в пределах рабочего диапазона расхода;

• - проверяют отсутствие газа (воздуха) в технологической обвязке в верхних точках трубопровода БИК. Для этого устанавливают расход рабочей жидкости через ИК объемного расхода в пределах рабочего диапазона и открывают краны, расположенные в верхних точках трубопроводов БИК.

• 7.3 Опробование

  • 7.3.1 Проверяют действие и взаимодействие компонентов в составе СИКН в соответствии с инструкцией по эксплуатации СИКН, следующим образом:

• - проверяют наличие электропитания на компонентах СИКН и средствах поверки;

• - проверяют наличие связи между первичными преобразователями, вторичной аппаратурой и измерительно-вычислительным комплексом (вторичная часть ИК), измерительно-вычислительным комплексом и компьютером автоматизированного рабочего места (АРМ) оператора СИКН путем визуального контроля меняющихся значений измеряемых величин на дисплее компьютера АРМ оператора.

• 7.3.2 Проводят опробование ИК объема (объемного расхода) нефти. Для этого

устанавливают произвольное значение расхода, находящееся в пределах рабочего диапазона ИК объема (объемного расхода) нефти и проводят одно измерение.

По команде с измерительного компонента ИК объема (объемного расхода) нефти (вторичная часть ИК) запускают поршень ПУ.

При прохождении поршнем первого детектора в измерительном компоненте ИК объема (объемного расхода) нефти (вторичная часть ИК) начинается отсчет количества импульсов, поступающих от первичного измерительного преобразователя ИК объема (объемного расхода) нефти и времени прохождения поршня между детекторами. При прохождении поршнем второго детектора отсчет количества импульсов в измерительном компоненте ИК объема (объемного расхода) нефти (вторичная часть ИК) прекращается. Выполняют те же операции при обратном направлении движения поршня.

За одно измерение принимают движение поршня в прямом и обратном направлении, количество импульсов и время прохождения поршня в прямом и обратном направлениях суммируют.

Примечание - Операции по п. 7.3.2 проводят только перед определением метрологических характеристик ИК объема (объемного расхода) нефти комплектным методом.

• 7.3.3 Проводят опробование ИК плотности нефти.

Проверяют общее функционирование измерительных компонентов ИК плотности нефти в соответствии с инструкцией по эксплуатации, соответствие введенных в измерительный компонент ИК плотности нефти (вторичная часть ИК) градуировочных коэффициентов по сертификату первичного измерительного преобразователя ИК плотности нефти и правильность вычисляемых значений плотности.

• 7.3.4 Проводят опробование ИК вязкости нефти.

При опробовании проверяют:

• - отсутствие аварийных сигналов высокого приоритета (аварийный сигнал высокого приоритета означает, что состояние первичного измерительного преобразователя ИК вязкости нефти влияет на точность измерений);

• - изменение во времени значения вязкости нефти.

• 7.3.5 Проводят опробование ИК объемного расхода нефти в БИК, в соответствии с эксплуатационной документацией.

Проводят одно измерение при любом значении расхода в пределах рабочего диапазона ИК объемного расхода нефти. Результаты измерений расхода наблюдают на дисплее первичного измерительного преобразователя ИК объемного расхода нефти или дисплее компьютера АРМ оператора.

• 7.3.6 Результат опробования считают положительным, если получены положительные результаты по 7.3.1 - 7.3.5.

• 8 Проверка программного обеспечения средства измерений

Подтверждение соответствия программного обеспечения (ПО) СИКН проводят в соответствии с руководством оператора.

Результат считают положительным, если идентификационные данные ПО СИКН соответствуют указанным в описании типа СИКН.

• 9 Определение (контроль) метрологических характеристик

  • 9.1 Проверка результатов поверки измерительных компонентов, входящих в состав СИКН

Проверяют у измерительных компонентов (за исключением измерительных компонентов ю

входящих в состав ИК № 1.1-13, 2.1, 2.2, 3.1, 3.2, 4), входящих в состав СИКН, наличие информации о положительных результатах поверки в ФИФ ОЕИ и действующих знаков поверки, если нанесение знаков поверки на измерительные компоненты предусмотрено их описаниями типа.

Перечень измерительных компонентов, входящих в состав СИКН, приведен в описании типа СИКН.

Входящие в состав СИКН измерительные компоненты на момент проведения поверки СИКН должны быть поверены в соответствии с документами на поверку, указанными в свидетельствах об утверждении типа (описаниях типа) данных измерительных компонентов.

Результат проверки считают положительным, если измерительные компоненты, входящие в состав СИКН, имеют запись в ФИФ ОЕИ о положительных результатах поверки, а также действующие знаки поверки.

• 9.2 Определение метрологических характеристик ИК объема (объемного расхода) нефти (ИК № 1.1-1.3) проводят в соответствии с приложением Б к данной методике поверки.

Результат считают положительным, а метрологические характеристики ИК объема (объемного расхода) нефти соответствующими установленным пределам, если:

• - при комплектном способе, полученное значение относительной погрешности ИК объема (объемного расхода) нефти не превышает ±0,15 %;

• - при поэлементном способе, подтверждено соответствие метрологических характеристик измерительных компонентов записью в ФИФ ОЕИ о положительных результатах поверки и на измерительных компонентах имеют действующие знаки поверки.

• 9.3 Определение метрологических характеристик ИК плотности нефти (ИК № 2.1, 2.2) проводят в соответствии с приложением В к данной методике поверки.

Результат считают положительным, а метрологические характеристики ИК плотности нефти соответствующими установленным пределам если, полученное значение абсолютной погрешности измерений плотности нефти не превышает ±0,30 кг/м³.

• 9.4 Определение метрологических характеристик ИК вязкости нефти (ИК № 3.1, 3.2) проводят в соответствии с приложением Г к данной методике поверки.

Результат считают положительным, а метрологические характеристики ИК вязкости нефти соответствующими установленным пределам если, полученное значение приведенной погрешности измерений вязкости нефти не превышает ±1,0 %.

• 9.5 Определение метрологических характеристик ИК объемного расхода нефти (ИК № 4) проводят в соответствии с приложением Д к данной методике поверки.

Результат считают положительным, а метрологические характеристики ИК объемного расхода нефти соответствующими установленным пределам если, полученное значение относительной погрешности измерений объемного расхода нефти не превышает ±5,0 %.

• 9.6 Контроль относительной погрешности измерений массы брутто нефти

При получении положительных результатов по п. 9.1-9.5 а именно:

• - измерительные компоненты, входящие в состав СИКН, имеют запись в ФИФ ОЕИ о положительных результатах поверки, а также действующие знаки поверки;

• - полученное значение относительной погрешности ИК объема (объемного расхода) нефти № 1.1-1.3 (при комплектном способе определения метрологических характеристик ИК) не превышает ±0,15 %;

• -  подтверждено соответствие метрологических характеристик измерительных компонентов ИК объема (объемного расхода) нефти № 1.1-1.3 (при поэлементном способе определения метрологических характеристик ИК) записью в ФИФ ОЕИ о положительных результатах поверки и на измерительных компонентах имеют действующие знаки поверки;

• - полученное значение абсолютной погрешности ИК плотности нефти № 2.1, 2.2 не превышает ±0,30 кг/м³;

• - полученное значение приведенной погрешности ИК вязкости нефти № 3.1, 3.2 не превышает ±1,0 %;

• - полученное значение относительной погрешности ИК объемного расхода нефти № 4 не превышает ±5,0 %;

настоящей методики поверки, относительная погрешность измерений массы брутто нефти не превышает установленные пределы ±0,25 %.

• 9.7 Контроль относительной погрешности измерений массы нетто нефти

Относительную погрешность измерений массы нетто нефти бш_н, %, вычисляют по формуле

где 8т - относительная погрешность измерений массы брутто нефти, %;

AWm.b - абсолютная погрешность измерений массовой доли воды в нефти, %, определяется по формуле

(3)

Rm.b - воспроизводимость метода измерений массовой доли воды в нефти в соответствии с ГОСТ 2477-2014 «Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды», %;

гм.в - повторяемость метода измерений массовой доли воды в нефти в соответствии с ГОСТ 2477, %;

AWM.n - абсолютная погрешность измерений массовой доли механических примесей в нефти, %, определяется по формуле

(4)

Ям.п - воспроизводимость метода измерений механических примесей в нефти в соответствии с ГОСТ 6370-2018 «Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей», %;

гм.п - сходимость метода измерений механических примесей в нефти в соответствии с ГОСТ 6370, %;

AWxc - абсолютная погрешность измерений массовой доли хлористых солей в нефти, %, определяется по формуле

AW_XC = ±0,i.^^R2xc'°’⁵-^-,                       (5)

р -у/2 г изм ^х

Rx.c - воспроизводимость метода определения массовой доли хлористых солей в нефти в соответствии с ГОСТ 21534-76 «Нефть. Методы определения содержания хлористых солей» (принимают равной удвоенному значению сходимости гх.с), мг/дм³;

гх.с - сходимость метода определения массовой доли хлористых солей в нефти в соответствии с ГОСТ 21534, мг/дм³;

Wm.b- массовая доля воды в нефти, определенная в лаборатории по ГОСТ 2477, %;

Wx.c- массовая доля хлористых солей в нефти, %, определенная по формуле

W_xc=0,l^,                       (6)

Ризы

Фх.с - массовая концентрация хлористых солей в нефти, мг/дм³, определенная в лаборатории по ГОСТ 21534 (метод А);

р,^ - плотность нефти при условиях измерений, фх.с, кг/м³;

WM.n - массовая доля механических примесей в нефти, определенная в лаборатории по ГОСТ 6370, %.

Результат считают положительным, если полученное значение относительной погрешности измерений массы нетто нефти с применением СИКН не превышает установленные пределы ±0,35 %.

• 10  Подтверждение соответствия средства измерений метрологическим требованиям

При получении положительных результатов по п. 9 а именно:

• - измерительные компоненты, входящие в состав СИКН, имеют запись в ФИФ ОЕИ о положительных результатах поверки, а также действующие знаки поверки;

• - полученное значение относительной погрешности ИК объема (объемного расхода) нефти № 1.1-1.3 (при комплектном способе определения метрологических характеристик ИК) не превышает ±0,15 %;

• -  подтверждено соответствие метрологических характеристик измерительных компонентов ИК объема (объемного расхода) нефти № 1.1-1.3 (при поэлементном способе определения метрологических характеристик ИК) записью в ФИФ ОЕИ о положительных результатах поверки и на измерительных компонентах имеют действующие знаки поверки;

• - полученное значение абсолютной погрешности ИК плотности нефти № 2.1, 2.2 не превышает ±0,30 кг/м³;

• - полученное значение приведенной погрешности ИК вязкости нефти № 3.1, 3.2 не превышает ±1,0 %;

• - полученное значение относительной погрешности ИК объемного расхода нефти № 4 не превышает ±5,0 %;

• - значение относительной погрешности измерений массы брутто нефти с применением СИКН не превышает установленные пределы ±0,25 %;

• - значение относительной погрешности измерений массы нетто нефти с применением СИКН не превышает установленные пределы ±0,35 %;

СИКН считают соответствующей метрологическим требованиям, установленным при утверждении типа, а результат поверки положительным.

• 11 Оформление результатов поверки

11.1 Результаты поверки СИКН оформляют протоколом согласно Приложению А.

Аккредитованным на поверку лицом, проводившим поверку СИКН, в ФИФ ОЕИ передаются сведения о результатах поверки.

• 11.2 При положительных результатах поверки, по письменному заявлению владельца или лица, представившего СИКН на поверку, аккредитованное на поверку лицо, проводившее поверку, оформляет свидетельство о поверке СИКН в соответствии с действующим порядком проведения поверки средств измерений на территории РФ.

На оборотной стороне свидетельства о поверке СИКН указывают:

• - пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы (брутто, нетто) нефти;

• - диапазон измерений и пределы допускаемой относительной погрешности ИК объема (объемного расхода) нефти № 1.1-1.3;

• - диапазон измерений и пределы допускаемой относительной погрешности ИК плотности нефти № 2.1,2.2;

• - диапазон измерений и пределы допускаемой относительной погрешности ИК вязкости нефти № 3.1,3.2;

• - диапазон измерений и пределы допускаемой относительной погрешности ИК объемного расхода нефти № 4.

К свидетельству о поверке СИКН прикладывают:

• - перечень автономных измерительных блоков, в который включают перечень измерительных компонентов, входящих в состав СИКН и ИК, с указанием их заводских номеров;

• - протокол поверки СИКН.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.

Примечание - При определении метрологических характеристик ИК объема (объемного расхода) нефти № 1.1-1.3 комплектным способом, аккредитованное на поверку лицо, проводившее поверку, наносит знак поверки на первичный измерительный преобразователь ИК объема (объемного расхода) нефти в соответствии с описанием типа на СИКН.

• 11.3 При отрицательных результатах поверки СИКН к эксплуатации не допускают. По письменному заявлению владельца или лица, представившего СИКН на поверку, аккредитованное на поверку лицо, проводившее поверку, оформляет извещение о непригодности в соответствии с действующим порядком проведения поверки средств измерений на территории РФ.

• 11.4 При поверке СИКН в части отдельного ИК оформляют протокол поверки СИКН в части соответствующего ИК согласно Приложению А.

Аккредитованным на поверку лицом, проводившим поверку СИКН в части ИК, в ФИФ ОЕИ передаются сведения о результатах поверки.

При получении положительных результатов поверки, по письменному заявлению владельца или лица, представившего СИКН на поверку, аккредитованное на поверку лицо, проводившее поверку, оформляет свидетельство о поверке СИКН в части ИК в соответствии с действующим порядком проведения поверки средств измерений.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН в части ИК.

Примечание - При определении метрологических характеристик ИК объема (объемного расхода) нефти № 1.1-1.3 комплектным способом, аккредитованное на поверку лицо, проводившее поверку, наносит знак поверки на первичный измерительный преобразователь ИК объема (объемного расхода) нефти в соответствии с описанием типа на СИКН.

Приложение А

(рекомендуемое)

Форма протокола поверки

ПРОТОКОЛ ПОВЕРКИ Кв_____________ Стр. _ из

Наименование, тип средства измерений: _________________________________

Изготовитель:______________________________________________

Заводской №:____________________________________________________

Наименование и адрес заказчика:________________________________________

Методика поверки:________________________________________________________

Место проведения поверки:             _____________________________

Поверка выполнена с применением:___________________________________

РЕЗУЛЬТАТЫ ПОВЕРКИ

А.1. Внешний осмотр средства измерений:_________________________________(соответствует/не соответствует 6)

А.2. Опробование:________________________________________________________________(соответствует/не соответствует 7.3)

А.З. Проверка программного обеспечения средства измерений:____________(соответствует/не соответствует 8)

А.4. Определение (контроль) метрологических характеристик

А.4.1 Проверка результатов поверки измерительных компонентов, входящих в состав СИКН

Метрологические характеристики измерительных компонентов, входящих в состав СИКН, установленным при утверждении типа характеристикам ______________(соответствуют/не соответствуют)

А.4.2 Определение метрологических характеристик ИК

А.4.2.1 Определение метрологических характеристик ИК объема (объемного расхода) нефти комплектным способ (заполняется для каждого ИК №1.1-1.3)

ИК №______________(1.1-1.3)

Первичный измерительный преобразователь ИК, заводской №__________

Вторичная часть ИК, заводской №_____________________

ПУ: Тип________ Заводской №_______

Измеряемая сред____________ Вязкость, мм²/с, ________

Приложение А (продолжение)

Таблица 1- Исходные данные

Детекторы	Vo, м3	D, мм	S, мм	Е, МПа	1/°С	°/о	®Vo, %	Atny, °C	Atnp, °C	Зивк, %	Av, мм2/с	KF, имп/м3
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13

Таблица 2 - Результаты измерений и вычислений

№точ/ № изм	Qji, м3/ч	Детекто ры	Tji, с	tnyji, °C	Pnyji, МПа	Pnnji, кг/м3	tnnji, °C	PfUIji, МПа	Pji, 1/°С	Yib мм2/с	tnPji, °C	PnPji, МПа	fji, Гц	Nji, ими	Kji, имп/м3
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16
1/1
.. .	...	.. •	...	...	...	...	...	...
1/П1
...		•«.	...	...	...	...	...	...
ш/1
...	. •.	...	...	...	...	...	...	...
m/nm

Таблица 3	- Результаты вычислений в точках рабочего диапазона
№точ.	м3/ч	fj. Гц	Kj, имп/м3	Sj, %	nJ	Soj, %	to.95j	£j, %
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1
...	...	...	...	...	...	...	...	...
ш

Приложение А

(продолжение)

Стр. из

Таблица 4 - Результаты вычислений в рабочем диапазоне

Qmin? м3/ч	Qmax> м3/ч	Vfnin* мм2/с	Vmaxj мм2/с	So, %	е, %	©А, %	%	®х, %	8, %
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10

Метрологические характеристики ИК объема (объемного расхода) нефти установленным в соответствии с 9.2 пределам___(соотаетстауют/не соответствуют)

Примечания

1Столбец 12 таблицы 1 заполняют при наличии значения Av.

2 При отсутствии вискозиметра столбец 11 таблицы 2 не заполняют.

А.4.2.2 Определение метрологических характеристик ИК объема (объемного расхода) нефти поэлементным способом {заполняется для каждого ИК) Метрологические характеристики измерительных компонентов, входящих в состав ИК объема (объемного расхода) нефти СИКН, установленным при утверждении типа характеристикам___________(соотаетстауют/не соответствуют)

Метрологические характеристики ИК объема (объемного расхода) нефти установленным в соответствии с 9.2 пределам (соотаетствуют/не соответствуют)

А.4.2.3 Определение метрологических характеристик ИК плотности нефти {заполняется для каждого ИК№ 2.1, 2.2)

ИК№___________(2.1, 2.2)

Первичный измерительный преобразователь ИК, заводской №__________

Вторичная часть ИК, заводской №______________________

Температура окружающего воздуха при взвешивании пикнометров____°C

Атмосферное давление__________мм рт. ст.

Результаты измерений

Температура нефти		Давление нефти		Плотность, измеренная пикнометрами	Плотность, измеренная пикнометрами, приведенная	Значение периода колебаний преобразователя плотности	Плотность, измеренная ИК	Абсолютная погрешность ИК
вИК	в пикнометрах	вИК	в пикнометрах
°C	°C	МПа	МПа	кг/м3	кг/м3	мкс	кг/м3	кг/м3

Приложение А

(продолжение)

Стр. _ из

Градуировочные коэффициенты первичного измерительного преобразователя ИК______________________от_____________

Метрологические характеристики ИК плотности нефти установленным в соответствии с 9.3 пределам____(соответствуют/не соответствуют)

А.4.2.4 Определение метрологических характеристик ИК вязкости нефти (заполняется для каждого ИК 3.1, 3.2)

ИК№________(3.1, 3.2)

Первичный измерительный преобразователь ИК, заводской №__________

Вторичная часть ИК (первая), заводской №______________________

Вторичная часть ИК (вторая), заводской №______________________

{сходные данные
Поддиапазон измерения динамической вязкости ИК, сПз	Градуировочные коэффициенты преобразователя вязкости
	V0	VI	V2
от          до

Результаты измерений

Результат измерения динамической вязкости ИК,Т|, сПз	Результат измерения динамической вязкости эталонным преобразователем вязкости, Т]э, сПз	Абсолютная погрешность, Дт], сПз	Приведенная погрешность, ул, %

Метрологические характеристики ИК вязкости нефти установленным в соответствии с 9.4 пределам_________________________(соответствуют/не соответствуют)

Приложение А (окончание)

А.4.2.5 Определение метрологических характеристик ИК объемного расхода нефти

ИК№_

Первичный измерительный преобразователь ИК, заводской №__________

Вторичная часть ИК, заводской №______________________

Результаты измерений и вычислений

Установленный расход, м3/ч	№ измерения б)	Рию ’ м3/ч	РуЗПРР м3/ч	$ию ’ %	^ик > %
	1
	• • •
	п

Метрологические характеристики ИК объемного расхода нефти установленным в соответствии с 9.5 пределам___________(соответствуют/не соответствуют)

А. 4.2.6 Относительная погрешность измерений массы брутто нефти СИКН установленным в соответствии с 9.6 пределам_______(соответствует/не соответствует)

А. 4.2.7 Относительная погрешность измерений массы нетто нефти СИКН установленным в соответствии с 9.7 пределам______(соответспует/не соответствует)

Дата поверки

Приложение Б (обязательное)

Определение метрологических характеристик ИК объема (объемного расхода) нефти

Определение метрологических характеристик ИК объема (объемного расхода) нефти проводят комплектным или поэлементным методами.

Комплектный способ определения метрологических характеристик ИК объема (объемного расхода) нефти является предпочтительным и применяется в случае отсутствия возможности проведения определения метрологических характеристик ИК объема (объемного расхода) нефти поэлементным способом (отсутствуют необходимые средства поверки, предусмотренные методиками поверки измерительных компонентов).

Б.1 Определение метрологических характеристик ИК объема (объемного расхода) нефти комплектным методом.

Для определения метрологических характеристик ИК объема (объемного расхода) нефти проводят измерения не менее чем в трёх точках рабочего диапазона измерений объемного расхода ИК объема (объемного расхода) нефти. Значения объемного расхода (точки рабочего диапазона) рекомендуется выбирать с интервалом не более 20 % от максимального значения объемного расхода первичного измерительного преобразователя. В каждой точке рабочего диапазона измерений объемного расхода проводят не менее пяти измерений.

Требуемые значения расхода устанавливают, начиная от минимального, в сторону увеличения или от максимального в сторону уменьшения.

Определение коэффициента преобразования первичного измерительного преобразователя ИК объема (объемного расхода) нефти.

Для определения коэффициента преобразования устанавливают выбранное значение объемного расхода по показаниям первичного измерительного преобразователя ИК объема (объемного расхода) нефти и проводят предварительное измерение для уточнения значения установленного объемного расхода.

Запускают поршень ПУ. При срабатывании второго детектора регистрируют время между срабатываниями первого и второго детекторов, количество импульсов выходного сигнала первичного измерительного преобразователя ИК объема (объемного расхода) нефти.

Объемный расход нефти через ИК объема (объемного расхода) нефти вычисляют по формуле (Б.7).

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

После стабилизации объемного расхода и температуры нефти в соответствии с Б.1 проводят необходимое количество измерений.

Запускают поршень ПУ. При срабатывании первого детектора измерительный компонент ИК объема (объемного расхода) нефти (вторичная часть ИК) начинает отсчет импульсов выходного сигнала первичного измерительного преобразователя ИК объема (объемного расхода) нефти и времени, при срабатывании второго детектора - заканчивает.

Если количество импульсов выходного сигнала первичного измерительного преобразователя ИК объема (объемного расхода) нефти за время между срабатываниями детекторов ПУ меньше 10000, то измерительный компонент ИК объема (объемного расхода) нефти (вторичная часть ИК) должен определять количество импульсов с долями.

Для определения средних значений за время измерения измерительный компонент ИК (вторичная часть ИК) периодически фиксирует значения следующих параметров:

• - температуры нефти на входе и выходе ПУ;

• - давления нефти на входе и выходе ПУ;

• - температуры нефти в первичном измерительном преобразователе ИК объема (объемного расхода) нефти;

• - давления нефти в первичном измерительном преобразователе ИК объема (объемного расхода) нефти;

• - плотность нефти, измеренную ИК плотности нефти (при наличии);

• - температуру нефти в первичном измерительном преобразователе ИК плотности нефти;

• - давление нефти в первичном измерительном преобразователе ИК плотности нефти;

• - кинематическую вязкость нефти измеренную СИКН (при наличии).

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

Для двунаправленной ПУ за одно измерение принимают движение поршня в прямом и обратном направлении, количество импульсов и время прохождения поршня в прямом и обратном направлениях суммируют.

Результаты измерений заносят в протокол поверки СИКН (Приложение А).

При заполнении протокола полученные результаты измерений и вычислений округляют в

соответствии с таблицей Б. 1. Таблица Б.1

Параметр	Единица измерения	Количество цифр после запятой	Количество значащих цифр, не менее
Объем	м3	-	6
Температура	°C	2	-
Давление	МПа	2	-
Плотность	кг/м3	1	-
Кинематическая вязкость	мм2/с	1	-
Количество импульсов	имп	-	5
Интервал времени	с	2	-
Погрешность, СКО	%	3	-
Коэффициент преобразования	имп/м3	-	5
Коэффициент объемного расширения	1/°С	6	-

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

Обработка результатов измерений

Алгоритм определения метрологических характеристик ИК объема (объемного расхода) нефти соответствует алгоритму, приведенному в МИ 3287-2010 «ГСИ. Преобразователи объемного расхода.

Методика поверки».

Объем нефти, прошедшей через первичный измерительный преобразователь ИК объема (объемного расхода) нефти за время i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений объемного расхода, Vji, м³, вычисляют по формулам

CTLnyjj • CPLnyjj

CTLnpjj • CPLjjpjj

CTSjj —1 + 3-a_t •(tjjyjj t₀),

Рпун -D

CPS_a =1 + 0,95--,

^J1              E-S

P +P

¹ Bxiryji ' ^x BbPdTyji

где Vo - вместимость калиброванного участка ПУ при стандартных условиях (to = 20°С и Р = 0 МПа) (значение полученное по результатам поверки ПУ), м³;

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

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

CTLnyji - коэффициент, учитывающий влияние температуры на объем нефти, определенный для температуры нефти в ПУ для i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений объемного расхода (вычисляют по приложению Б.1);

CPLnyji - коэффициент, учитывающий влияние давления на объем нефти, определенный для давления нефти в ПУ для i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений объемного расхода (вычисляют по приложению Б.1);

CTLnpji - коэффициент, учитывающий влияние температуры на объем нефти, определенный для температуры нефти в первичном измерительном преобразователе ИК объема (объемного расхода) нефти для i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений объемного расхода (вычисляют по приложению Б.1);

CPLnpji - коэффициент, учитывающий влияние давления на объем нефти, определенный для давления нефти в первичном измерительном преобразователе ИК объема (объемного расхода) нефти для i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений объемного расхода (вычисляют по приложению

Б.1);

Of - коэффициент линейного расширения материала стенок калиброванного участка ПУ (согласно технической документации ПУ или определяют по таблице Б.3.1 приложения Б.З), 1/°С;

tnyji - температура нефти в ПУ за время i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений объемного расхода, °C;

texnyji, tBuxnyji - температура нефти на входе и выходе ПУ за время i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений объемного расхода, °C;

Pnyji - давление нефти в ПУ за время i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений объемного расхода, МПа;

РвхПУ)Ь Рвыхпур - давление нефти на входе и выходе ПУ за время i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений объемного расхода, МПа;

D - внутренний диаметр калиброванного участка ПУ (согласно технической документации ПУ), мм;

S - толщина стенок калиброванного участка ПУ (согласно технической документации ПУ), мм;

Е - модуль упругости материала стенок калиброванного участка ПУ (согласно технической документации ПУ или определяют по таблице Б.3.1 приложения Б.З), МПа.

Объемный расход нефти через первичный измерительный преобразователь ИК объема (объемного расхода) нефти за время i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений объемного расхода, Qji, м³/ч, вычисляют по формуле

(Б.6)

где Vji - объем нефти, прошедшей через первичный измерительный преобразователь ИК объема (объемного расхода) нефти за время i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений объемного расхода, м³;

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

Объемный расход нефти через первичный измерительный преобразователь ИК объема (объемного расхода) нефти в j-ой точке рабочего диапазона измерений объемного расхода, Qj, м³/ч, вычисляют по формуле

(Б.7)

где nj - количество измерений в j-ой точке рабочего диапазона измерений объемного расхода. Нижний и верхний предел рабочего диапазона измерений объемного расхода Omin, От.». м³/ч, вычисляют по формулам

(Б.8)

Частоту выходного сигнала первичного измерительного преобразователя ИК объема (объемного расхода) нефти для i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений объемного расхода, fji, Гц, вычисляют по формуле

(Б. 10)

где Nji - количество импульсов от первичного измерительного преобразователя ИК объема (объемного расхода) нефти за время i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений объемного расхода, имп.

Частоту выходного сигнала первичного измерительного преобразователя ИК объема (объемного расхода) нефти в j-ой точке рабочего диапазона измерений объемного расхода, fj, Гц, вычисляют по формуле

(Б.11)

Коэффициент преобразования первичного измерительного преобразователя ИК объема (объемного расхода) нефти для i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений объемного расхода, Kji, имп/м³, вычисляют по формуле

(Б.12)

Коэффициент преобразования первичного измерительного преобразователя ИК объема (объемного расхода) нефти в j-ой точке рабочего диапазона измерений объемного расхода, Kj, имп/м³, вычисляют по формуле

(Б.13)

Среднее значение кинематической вязкости нефти за время поверки, v, мм²/с вычисляют по формуле

(Б.14)

V„ +V.                 ....

' 2~''   при отсутствии ПВ

где vjj - кинематическая вязкость нефти для i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений объемного расхода, мм²/с;

m - количество точек расхода;

v_H, v_K - кинематическая вязкость нефти, определенная в испытательной лаборатории в начале и в конце определения метрологических характеристик ИК объема (объемного расхода) нефти, мм²/с.

Нижний и верхний предел рабочего диапазона кинематической вязкости нефти у_т;_п, Ущах, мм²/с вычисляют по формулам

v . = v — Av ^vmm ^{v      9}

V = v + Av ^vmax ^v ’     ’

где v - среднее значение кинематической вязкости нефти за время определения метрологических характеристик ИК объема (объемного расхода) нефти, мм²/с;

Av - допускаемый предел изменения кинематической вязкости нефти, установленный для первичного измерительного преобразователя ИК объема (объемного расхода) нефти (берут из описания типа или технической документации первичного измерительного преобразователя ИК объема (объемного расхода) нефти), мм²/с.

Примечание - При < 0 принимают = 0.

Оценка СКО результатов измерений.

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

(Б.17)

Проверяют выполнение следующего условия

Sj < 0,02%.

При выполнении условия (Б.18) продолжают обработку результатов измерений.

При невыполнении данного условия выявляют наличие промахов в полученных результатах измерений, согласно приложению Б.2 настоящей методики. Выявленный промах исключают и проводят дополнительное измерение. При отсутствии промахов выясняют и устраняют причины, обуславливающие невыполнение данного условия и повторно проводят измерения.

При повторном невыполнении данного условия поверку прекращают.

Границу неисключенной систематической погрешности ИК объема (объемного расхода) нефти, ®х, %, вычисляют по формулам

©S = 1,1 •      + ®VO2 + ®t2 + ®A2 + ®HBK2 ,	(Б.19)
®t = Ртах '    • д/Atny +Atnp ,	(Б.20)
Pm» =max(pji),	(Б.21)
© =8 '“'ИВК °ивк>	(Б.22)

		K;-K,+1	A
max	0,5-		•100
	I	Kj+Kj+1

где ®£о - граница суммарной неисключенной систематической погрешности ПУ (значение полученное по результатам поверки ПУ), %;

®vo - граница неисключенной систематической погрешности определения среднего значения вместимости ПУ (значение полученное по результатам поверки ПУ), %;

©t - граница неисключенной систематической погрешности, обусловленной погрешностью преобразователей температуры при измерениях температуры нефти в ПУ и ИК объема (объемного расхода) нефти, %;

©ивк - граница неисключенной систематической погрешности, обусловленной погрешностью измерительного компонента ИК объема (объемного расхода) нефти (вторичная часть ИК объема (объемного расхода) нефти), %;

©а - граница неисключенной систематической погрешности, обусловленной кусочно-линейной аппроксимацией градуировочной характеристики первичного измерительного преобразователя ИК объема (объемного расхода) нефти в рабочем диапазоне измерений объемного расхода, %;

§ивк - предел допускаемой относительной погрешности преобразования входных электрических сигналов в значение коэффициента преобразования измерительного компонента ИК объема (объемного расхода) нефти (вторичная часть ИК) (согласно описанию типа измерительного компонента ИК объема (объемного расхода) нефти (вторичная часть ИК)), %;

Ртах - максимальное значение коэффициента объемного расширения нефти за время определения метрологических характеристик, 1/°С;

Pji - коэффициент объемного расширения нефти при температуре tnyji для i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений объемного расхода (вычисляют по формуле (Б. 1.6) приложения Б.1), 1/°С;

Atny - предел допускаемой абсолютной погрешности датчиков температуры, установленных в ПУ (принимают равными 0,2°С), °C;

Atnp - предел допускаемой абсолютной погрешности датчика температуры, установленного около первичного измерительного преобразователя ИК объема (объемного расхода) нефти (принимают равными 0,2°С), °C;

Kj, Kj+i - коэффициенты преобразования первичного измерительного преобразователя ИК объема (объемного расхода) нефти в j-ой и (]+1)-ой точках рабочего диапазона измерений объемного расхода, имп/м³.

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

Q ___1_

^V~K

Границу случайной погрешности ИК в j-ой точке рабочего диапазона измерений объемного расхода при доверительной вероятности Р = 0,95,8j, %, вычисляют по формуле

(Б.25) (Б.26)

rfleto,95j - квантиль распределения Стьюдента для количества измерений nj в j-ой точке рабочего диапазона измерений объемного расхода (определяют по таблице Б.3.2 приложения Б.З).

СКО среднего значения результатов измерений в рабочем диапазоне измерений объемного расхода So принимают равным значению СКО среднего значения результатов измерений Soj в точке рабочего диапазона измерений объемного расхода с максимальным значением границы случайной погрешности 8j.

Границу относительной погрешности ИК объема (объемного расхода) нефти в рабочем диапазоне измерений объемного расхода 5, %, определяют по формулам

где t_s - коэффициент, зависящий от соотношения случайной и неисключенной систематической погрешностей;

S_E - суммарное СКО результатов измерений в рабочем диапазоне измерений объемного расхода, %;

Sq - СКО суммы неисключенных систематических погрешностей, %.

Проверяют выполнение условия

8^0,15%.

Если условие (Б.З 1) не выполняется, то рекомендуется:

• - увеличить количество точек в рабочем диапазоне измерений объемного расхода;

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

• - уменьшить рабочий диапазон измерений объемного расхода.

Проводят повторную проверку выполнения условия (Б.З 1). При повторном невыполнении условия (Б.З 1) поверку прекращают.

Приложение Б (окончание)

Б.2 Определение метрологических характеристик ИК объема (объемного расхода) нефти поэлементным способом.

Проводят проверку подтверждения соответствия метрологических характеристик измерительных компонентов, входящих в состав ИК объема (объемного расхода) нефти, метрологическим характеристикам, установленным при утверждении их типа, путем проверки наличия:

• - информации о положительных результатах поверки измерительных компонентов в ФИФ ОБИ;

• - действующих знаков поверки на измерительных компонентах.

Перечень измерительных компонентов, входящих в состав ИК объема (объемного расхода) нефти, приведен в описании типа СИКН.

Входящие в состав ИК объема (объемного расхода) нефти измерительные компоненты на момент определения метрологических характеристик ИК объема (объемного расхода) нефти должны бьггь поверены в соответствии с документами на поверку, указанными в свидетельствах об утверждении типа (описаниях типа) данных измерительных компонентов.

Приложение Б.1 (справочное)

Определение коэффициентов CTL, CPL и Р

Б. 1.1 Определение коэффициента CTL

Значение коэффициента CTL, учитывающего влияние температуры на объем нефти (при t = 15 °C и Р = 0 МПа) определяют по формулам

CTL = ехр[- а₁₅ • At • (1 + 0,8 • а₁₅ • At)],                              (Б. 1.1)

613,9723

_Л 2 ’

Р15

At=t-15,                                        (Б.1.3)

ай - значение коэффициента объемного расширения нефти при t=15°CHP = 0 МПа, 1/°С; Ри - значение плотности нефти при t=15°CHP = 0 МПа, кг/м³;

t - значение температуры нефти, °C.

Б.1.2 Определение коэффициента CPL

Значение коэффициента CPL, учитывающего влияние давления на объем нефти

(при t=15°CHP = 0 МПа) определяют по формулам

0.87096 10⁶

2

Р15

4.2092 ДО³-Г

где Р - значение избыточного давления нефти, МПа;

10 - коэффициент перевода единиц измерения давления МПа в бар. Б.1.3 Определение коэффициента Р

Значение коэффициента объемного расширения нефти, р, 1/°С:

Р = а₁₅ +1.6-а_15¹ -(t-15).

Б. 1.4 Определение плотности ри

Значение плотности нефти при t=15°CHP = 0 МПа, ри, кг/м³ определяют по формуле

р₁₅ =-----Рш-----,

CTL_nn-CPL_nn

Рпп - значение плотности нефти измеренное ИК плотности нефти, кг/м³;

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

CPLnn - коэффициент, учитывающий влияние давления на объем нефти, определенный для tnn, Рпп И Р15-

Для определения р_!5 необходимо определить значения CTLnn и CPLnn, а для определения CTLnn и CPLnn, в свою очередь, необходимо определить значение плотности при стандартных условиях pi₅. Поэтому значение pi₅ определяют методом последовательного приближения.

Приложение Б.1 (окончание)

• 1) Определяют значения CTLnn(i) и CPL_nri(i), принимая значение ри равным значению рпп-

• 2) Определяют значения pi5(i), кг/м³:

  Р15(1) “

  ______Рпп_______ СТЬпщ!) • СРЬпщ!)

  (Б. 1.8)

• 3) Определяют значения CTLnn₍₂) и СРЬщцг), принимая значение pis равным значению Pi5(i)-

• 4) Определяют значение Pi5(2)> кг/м³:

  Р15(2) ~

  _______Рпп_______

  СТЬ_Ш(2) • СРЬциф

  (Б.1.9)

• 5) Аналогично пунктам (3) и (4), определяют значения СТЬпп®. СРЬпп® и pi_5(i) для i-ro цикла вычислений и проверяют выполнение условия:

|pi5(i) -Pi5(i-i)|^0,001,                                      (Б. 1.10)

где pis®, Pi5(i-i) - значения pi₅, определенные, соответственно, за последний и предпоследний цикл вычислений, кг/м³.

Процесс вычислений продолжают до выполнения данного условия. За значение ри принимают последнее значение рид.

Приложение Б.2 (справочное)

Методика анализа результатов измерений на наличие промахов

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_Kj определяют по формуле

(Б.2.1)

где Kj - значение коэффициента преобразования в j-ой точке рабочего диапазона измерений объемного расхода, имп/м³;

Kj; - значение коэффициента преобразования для i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений объемного расхода, имп/м³;

П) - количество измерений в j-ой точке рабочего диапазона измерений объемного расхода.

Примечание - При S_Kj < 0,001 принимают S_Kj = 0,001.

Наиболее выделяющееся соотношение U:

Если значение U больше или равно значению h, взятому из таблицы Б.2.1, то результат измерения должен быть исключен как промах.

Таблица Б.2.1

итические значения для

п	5	6	7	8	9	10	И	12
h	1,715	1,887	2,020	2,126	2,215	2,290	2,355	2,412

Приложение Б.З (справочное)

Справочные материалы

Б.3.1 Коэффициенты расширения и модули упругости

Значения коэффициентов линейного расширения, квадратичных коэффициентов расширения и модули упругости материалов стенок калиброванного участка ПУ, в зависимости от материала приведены в таблице Б.3.1.

Таблица Б.3.1

Материал	а„ 1/°С	Е, МПа
Сталь углеродистая	1,12 х 10’5	2,07 х 105
Сталь нержавеющая 304	1,73 х 10'5	1,93 х 105
Сталь нержавеющая 316	1,59 х 10’5	1,93 х 105
Сталь нержавеющая 17-4	1,08 х 10’5	1,97 х 105

Б.З .2 Квантиль распределения Стьюдента

Значения квантиля распределения Стьюдента to,95 при доверительной вероятности Р = 0,95 в зависимости от количества измерений приведены в таблице Б.З .2.

Таблица Б.З.2

п-1	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
to,95	12,706	4,303	3,182	2,776	2,571	2,447	2,365	2,306	2,262	2,228	2,201

Приложение В

(обязательное)

Определение абсолютной погрешности ИК плотности нефти

Абсолютную погрешность ИК плотности нефти определяют, как разность результатов измерений плотности нефти одновременно ИК плотности нефти и пикнометрической установкой.

Измерения начинают после стабилизации параметров нефти в первичном измерительном преобразователе ИК и пикнометрической установке, когда изменение температуры нефти во времени не превышает 0,1 °С/мин, изменение давления - 0,05 МПа/мин, изменение периода - 0,02 мкс/мин.

С помощью измерительного компонента ИК плотности нефти (вторичная часть ИК) фиксируют значение периода колебаний от первичного измерительного преобразователя ИК плотности нефти, значения температуры и давления нефти в трубопроводе и одновременно снимают показания температуры на входе и выходе пикнометрической установки. Результаты измерений заносят в протокол поверки СИКН (Приложение А).

Закрывают краны на пикнометрической установке, начиная с выходного крана второго по потоку пикнометра. Отсоединяют пикнометрическую установку и переносят ее в лабораторию. Пикнометры извлекают из пикнометрической установки, промывают наружную поверхность нефрасом или бензином и продувают либо сетевым сухим сжатым воздухом, либо пылесосом (феном) до полного удаления остатков промывочной жидкости.

Взвешивают заполненные пикнометры на весах не менее трех раз. Записывают результаты измерений.

Опорожняют пикнометры, разбирают их, моют корпус пикнометра и детали кранов нефрасом или бензином и продувают сухим воздухом до полного удаления остатков промывочной жидкости. При наличии воды в продукте рекомендуется предварительно промыть пикнометры и детали кранов спиртом. Собирают и взвешивают пустые пикнометры. Сходимость результатов взвешивания пустых пикнометров до и после измерения плотности - не более 0,02 г, в противном случае измерения плотности повторяют. Примечание - Допускается разбирать и проводить взвешивание пустых пикнометров не при каждом измерении плотности, а после серии из 3-5 измерений.

Результат измерений плотности одним из пикнометров рц₂), кг/м³, вычисляют по формуле

(W₃ - W_n)-(1-—)+р_а-Уц,

Р1(2) =            у             Ю³’

^vtp

W₃ и W„ - средние арифметические значения показаний весов при взвешиваниях заполненного и пустого пикнометра соответственно, г;

р_а- плотность атмосферного воздуха, г/см³, вычисленная по формуле (0,34848 Р_а -0,009024 h e^OO612t‘)10'³

^Pe“             273,15 + t_a

где Ра - барометрическое давление, гПа;

t_a - температура атмосферного воздуха, °C;

h - относительная влажность воздуха, %

р_г - плотность материала гирь (если нет данных, принимают г_г = 8,0 г/см³);

Vtp - вместимость пикнометра, приведенная к условиям отбора пробы нефти, см³, вычисленная по формуле

V_tp = V + Ft(t_n-to) + FpP_n- 10                            (В.З)

V - вместимость пикнометра, указанная в свидетельстве о поверке, см³;

Ft - коэффициент изменения вместимости пикнометра при изменении температуры нефти, указанный в свидетельстве о поверке, см³/°С;

Приложение В

(продолжение)

t_n - среднее арифметическое значение температуры в пикнометрах, °C;

to - температура поверки пикнометра, указанная в свидетельстве о поверке, °C;

F_P - коэффициент изменения.вместимости пикнометра при изменении давления нефти, указанный в свидетельстве о поверке, см³/бар;

Рп - давление в пикнометре при отборе пробы нефти (по показанию средства измерений давления, установленного на трубопроводе возле пикнометрической установки), МПа.

Вычисляют результат измерений плотности нефти вторым пикнометром по формуле (Б.1). Если разность результатов измерений плотности нефти между первым и вторым пикнометрами не превышает 0,20 кг/м³, результаты считают достоверными. В противном случае измерения повторяют.

Вычисляют среднее арифметическое значение этих двух результатов измерений плотности по формуле

Р_П=~(Р1+Р2)>                                (В-4)

где р_п - результат измерения плотности пикнометрической установкой, кг/м³;

Pi, рг - результаты измерений плотности первым и вторым пикнометрами соответственно, кг/м³.

Если температура нефти в пикнометрической установке отличается от температуры нефти в первичном измерительном преобразователе ИК плотности нефти более чем на 0,1 °C, значение плотности Рп приводят к температуре нефти в пикнометрической установке по формуле

Рпприв ~ Р15 ’ СРЬцп • CPL_nn,                                    (В-5)

где рпприв - результат измерения плотности пикнометрической установкой, приведенный к температуре нефти в первичном измерительном преобразователе ИК, кг/м³;

Pis - значение плотности нефти при t=15°CHP = 0 МПа, кг/м³;

CTLnn - коэффициент, учитывающий влияние температуры на объем нефти, определенный для t_m и P15J

CPLnn - коэффициент, учитывающий влияние давления на объем нефти, определенный для tnn, Рпп ири;

tnn - температура нефти в первичном измерительном преобразователе ИК плотности нефти, °C; Рпп - давление нефти в первичном измерительном преобразователе ИК плотности нефти, МПа. Методика определения коэффициентов CTL, CPL и плотности ри дана в приложении Б.1. Вышеописанные операции проводят не менее трех раз, результаты заносят в протокол (Приложение А).

Абсолютную погрешность ИК плотности нефти при каждом измерении вычисляют по формуле

Pt,P Рпприв >

где pt,_p - плотность, измеренная ИК плотности нефти при условиях определения абсолютной погрешности, кг/м³.

Значение pt,_p вычисляют по формулам

p_tiP=p_t-(l+K20-P_nn.10)+K21-P_nn.10,

p_t = p-(l+K18-(t_nn-20))+K19-(t_nn-20),

р = К0+К1-Т+К2-Т²,

К20 = К20А+К20ВР_пп 10,                             (В. 10)

К21 = К21А +К21В-Р_пп-10,                                 (В.11)

где КО, KI, К2 - калибровочные коэффициенты преобразователя плотности из сертификата его градуировки;

Приложение В

(окончание)

р - плотность нефти, вычисленная без коррекции на температуру и давление в первичном измерительном преобразователе ИК плотности нефти, кг/м³;

p_t - плотность нефти, вычисленная с коррекцией на температуру в первичном измерительном преобразователе ИК плотности нефти, кг/м³;

К20, К21- коэффициенты коррекции по давлению;

К18 и К19 - калибровочные коэффициенты коррекции по температуре первичного измерительного преобразователя ИК плотности нефти из сертификата его градуировки;

К20А, К20В, К21А, К21В - калибровочные коэффициенты коррекции первичного измерительного преобразователя ИК плотности нефти по давлению из сертификата его градуировки;

Т - период колебаний выходного сигнала первичного измерительного преобразователя ИК плотности нефти, мкс.

Проверяют выполнение условия

Др <±0,30%.                                   (В. 12)

Приложение Г (обязательное)

Определение относительной погрешности ИК вязкости нефти

Выполняют одно измерение, при этом подряд фиксируют не менее 20 значений динамической вязкости по эталонному преобразователю вязкости и первичному измерительному преобразователю ИК вязкости нефти. Результаты измерений заносят в протокол поверки СИКН (Приложение А).

За результаты измерений вязкости принимаются соответствующие средние арифметические значения.

Абсолютную погрешность ИК вязкости нефти вычисляют по формуле

Д_л=П-Пэ>                                  (Г.1)

где Д_п - абсолютная погрешность измерений динамической вязкости ИК вязкости нефти, сПз;

т| - результат измерения вязкости ИК вязкости нефти, сПз;

т]_Э - результат измерения вязкости эталонным преобразователем вязкости, сПз.

Приведенную погрешность ИК вязкости нефти вычисляют по формуле

_{у =} _^_.Ю0,                              (Г.2)

Птах

Timm - верхний предел диапазона измерений динамической вязкости ИК вязкости нефти, сПз. Проверяют выполнение условия

у„<±1,0%.                               (Г.3)

Приложение Д (обязательное)

Определение относительной погрешности ИК объемного расхода нефти в блоке измерений показателей качества нефти

Определение относительной погрешности ИК объемного расхода нефти проводят при рабочем значении расхода нефти через БИК.

Проверяют стабильность расхода. Значение расхода в течение не менее чем 1 мин. не должно изменяться более чем на 2,5 % от установленного значения. После стабилизации расхода выполняют не менее 5 измерений одновременно фиксируя с дисплеев УЗПР и первичного измерительного преобразователя ИК объемного расхода нефти, значения объемного расхода. По окончании каждого измерения в протоколе поверки СИКН (Приложение А) регистрируют:

• - значение расхода, измеренное УЗПР (Оузпи, м³/ч);

• - значение расхода, измеренное ИК объемного расхода нефти (Q^, м³/ч).

Определяют относительную погрешность ИК объемного расхода нефти ^ИЮ для каждого i-ro измерения, %, по формуле

(Д-1)

где Q - результат i-ro измерения объемного расхода ИК объемного расхода нефти, м³/ч;

- результат i-ro измерения объемного расхода УЗПР, м³/ч.

Определяют среднее значение относительной погрешности ИК объемного расхода нефти , %, по формуле

где п - количество измерений.

Проверяют выполнение условия

5_ИК < ±5,0 %.

36

¹

Р15      7