Методика поверки «ГСИ. СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ № 124» (МП 1215-14-2020)

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»

УТВЕРЖДАЮ

Государственная система обеспечения единства измерений

СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ № 124 Методика поверки

МП 1215-14-2020

Заместите/гуначальника отдела НИО-14

/ /У/

Р.Н. Груздев

Тел.: (843) 299-72-00

Казань

2020

Настоящий документ распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти № 124 (далее - СИКН) с заводским номером 124 и устанавливает объем и порядок проведения первичной и периодической поверки СИКН.

Интервал между поверками СИКН - 12 месяцев.

Поверка СИКН в качестве средства измерений осуществляется в соответствии с требованиями Государственной поверочной схемы (часть 2), утвержденной приказом Госстандарта от 07.02.2018 № 256.

При поверке СИКН применяются расчетно-экспериментальный метод поверки. При расчетном методе поверки СИКН метрологические характеристики части измерительных компонентов СИКН определяются экспериментально, а часть определяется по нормированным метрологическим характеристикам измерительных компонентов СИКН, утвержденного типа.

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

Допускается проведение поверки СИКН в части отдельного измерительного канала (ИК) в соответствии с заявлением владельца СИКН.

При проведении поверки выполняют операции, приведенные в таблице 1.

Таблица 1- Перечень операций поверки

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

• 3.1 Поверку СИКН проводят на месте эксплуатации в диапазоне измерений, указанном в описании типа, 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.

Характеристики СИКН и параметры нефти при проведении поверки должны соответствовать требованиям, приведенным в таблице 2.

Таблица 2

• 3.2 Определение метрологических характеристик ИК комплектным способом проводят при следующих условиях:

• - работы проводят на месте эксплуатации в комплекте с элементами измерительных линий в рабочем диапазоне измерений расхода (далее - рабочий диапазон), указанном для ИК в описании типа СИКН;

• - 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 физико-химические показатели нефти соответствуют условиям эксплуатации СИКН;

• - диапазоны рабочего давления и объемного расхода определяются типоразмером ПР (счетчики нефти турбинные МИГ-400), рабочим диапазоном объемного расхода ПУ и технологическими требованиями;

• - содержание свободного газа не допускается;

• - для обеспечения бескавитационной работы избыточное давление в трубопроводе после ПР, Р_т1П, МПа, должно быть не менее вычисленного по формуле

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

где   Рни - давление насыщенных паров, определенное в соответствии с ГОСТ 1756-2000

«Нефтепродукты. Определение давления насыщенных паров» при максимально возможной температуре нефти, МПа;

ДР - разность давления на ПР, указанная в технической документации, МПа;

Примечание - справку с указанием значения Р_нп представляет испытательная лаборатория владельца СИКН.

• - регулирование объемного расхода проводят при помощи регуляторов расхода, расположенных на выходе ПУ и (или) на измерительных линиях;

• - определение метрологических характеристик ИК запрещается проводить при расходе нефти ниже значения (Q_np0T, м³/ч), где Q_np_OT - расход, при котором проведена проверка ПУ на отсутствие протечек и указан в протоколе последней поверки ПУ.

• 4.1 При проведении поверки применяют средства поверки, приведенные в таблице 3.

Таблица 3

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

При проведении работ соблюдают требования, определяемые документами:

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

• - в области промышленной безопасности - Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (приказ Ростехнадзора № 101 от 12 марта 2013 г. «Об утверждении Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности»), 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», Постановление Правительства Российской Федерации от 25 апреля 2012 г. № 390 «О противопожарном режиме» (вместе с «Правилами противопожарного режима в Российской Федерации»), 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.

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.

Выполнение работ прекращают при обнаружении течи в сварных и фланцевых соединениях оборудования СИКН.

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 соответствовать технической документации.

СИКН, не прошедшая внешний осмотр, к дальнейшей поверке не допускается до устранения выявленных дефектов.

• 7.1 Подготовка к поверке

  • 7.1.1 Подготовку средств поверки и СИКН осуществляют в соответствии с их эксплуатационной документацией.

  • 7.1.2 Проверяют наличие информации о результатах поверки в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (ФИФ ОЕИ) и(или) свидетельств о поверке (свидетельств об аттестации) и(или) знаков поверки и на все средства поверки.

  • 7.1.3 Проверяют герметичность СИКН.

Собирают и заполняют нефтью технологическую схему. Оперативным персоналом путем визуального осмотра проверяется отсутствие утечек 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.

• 7.1.4 При подготовке к определению метрологических характеристик ИК проводят следующие операции:

• - ПР, входящий в состав ИК, и ПУ подключают друг с другом последовательно, готовят технологическую схему к гидравлическим испытаниям и проверке на герметичность;

• - проверяют закрытое положение (при необходимости закрывают) дренажных и воздушных вентилей (кранов), установленных на СИКН и ПУ (при необходимости и в блоке измерений показателей качества нефти (далее - БИК);

• - устанавливают любое значение расхода (в пределах рабочего диапазона ИК), в технологической схеме создают максимальное рабочее давление, которое может быть при определении метрологических характеристик. Технологическую схему считают испытанной на герметичность, если в течение 10 минут после создания давления не наблюдается течи нефти через фланцевые соединения, через сальниковые уплотнения задвижек, дренажных и воздушных вентилей (кранов);

• - проверяют отсутствие протечек нефти через затворы задвижек, дренажных и воздушных вентилей (кранов) при их закрытом положении. При отсутствии возможности такой проверки или установлении наличия протечек во фланцевые соединения устанавливают металлические заглушки;

• - проверяют отсутствие протечек нефти через узел переключения направления потока (четырехходовой кран) ПУ. Для двунаправленных ПУ проверку проводят в обоих (прямом и обратном) направлениях движения шарового поршня;

• - при необходимости устанавливают (монтируют) остальные средства поверки, выполняют необходимые электрические соединения, проверяют правильность соединений;

• - проверяют отсутствие газа (воздуха) в технологической схеме. Устанавливают расход нефти в пределах рабочего диапазона, проводят несколько пусков поршня ПУ. Открывая (приоткрывая) воздушные краны (вентили), расположенные на ПУ и верхних точках технологической схемы, проверяют наличие газа (воздуха). Считают, что газ (воздух) в технологической схеме отсутствует, если из открытых (приоткрытых) кранов (вентилей) вытекает струя нефти без пузырьков воздуха или газа;

• - проверяют стабилизацию температуры нефти, для чего при любом расходе проводят несколько последовательных пусков поршня ПУ. Изменение температуру нефти, измеренной ДТ, наблюдают на дисплее компьютера автоматизированного рабочего места (АРМ) оператора. Температуру нефти считают стабильной, если ее изменение в технологической схеме за период одного измерения не превышает 0,2 °C;

• - подготавливают измерительные компоненты, средства поверки и ПУ к ведению работ согласно инструкциям по их эксплуатации;

• - в память ИВК вводят исходные данные согласно протоколу поверки СИКН или проверяют достоверность ранее введенных;

• - в АРМ оператора (при необходимости) вводят исходные данные.

• 7.2 Опробование

  • 7.2.1  Опробование проводят в соответствии с документами на измерительные компоненты, входящих в состав СИКН.

    • 7.2.1.1 Проверяют действие и взаимодействие компонентов в соответствии с инструкцией по эксплуатации СИКН, возможность получения отчетов следующим образом:

• - проверяют наличие электропитания на компонентах СИКН;

• - проверяют наличие связи между первичными преобразователями, вторичной аппаратурой и ИВК, ИВК и компьютером АРМ оператора СИКН путем визуального контроля меняющихся значений измеряемых величин (температура, давление, плотность, вязкость нефти, расход нефти через измерительные линии и блок контроля качества, объемной доли воды в нефти) на дисплее компьютера АРМ оператора;

• - используя принтер компьютера АРМ оператора СИКН, распечатываются пробные протоколы определения метрологических характеристики ИК.

• 7.2.2 Опробование ИК:

• - устанавливают любое значение расхода в пределах рабочего диапазона ИК и проводят пробное(ые) измерение(я). При прохождении поршня ПУ через стартовый детектор должен начаться отсчет количества импульсов от ПР, входящего в состав ИК, при прохождении стопового детектора - прекратиться;

• - при применении двунаправленной ПУ должно проводиться суммирование количества импульсов от ПР при прямом и обратном направлениях движения поршня.

Результаты вычислений наблюдают на дисплее ИВК (АРМ оператора);

• - проверяют индикацию на дисплее ИВК (или на мониторе компьютера АРМ оператора) текущих значений:

• - количества импульсов, выдаваемых ПР (имп); плотности нефти (кг/м³), измеренной ПП; вязкости, измеренной ПВ (сСт);

• - температуры (°C) и давления (МПа) нефти в ПР и ПУ, измеренных ДТ и ДД.

• 7.3.3 Результат опробования считают положительным, если условия 7.2.1, 7.2.2 выполняются в полном объеме.

Для проверки идентификационных данных программного обеспечения (ПО) ИВК необходимо нажать кнопку «О программе» в пункте «Основное окно». В открывшемся диалоговом окне отобразится информация о ПО.

Полученные результаты идентификации ПО должны соответствовать данным указанным в описании типа на СИКН.

В случае, если идентификационные данные ПО СИКН не соответствуют данным указанным в описании типа на СИКН, поверку прекращают. Выясняют и устраняют причины вызвавшие несоответствие. После чего повторно проверяют идентификацию данных ПО СИКН.

• 9.1 Определение метрологических характеристик СИ, входящих в состав СИКН.

Проверяют наличие информации о результатах поверки СИ, являющихся измерительными компонентами и входящими в состав СИКН, в ФИО ОЕИ, а так же наличие действующих знаков поверки и (или) свидетельств о поверке, и (или) записи в паспортах (формулярах), заверенные подписью поверителя и знаком поверки.

Перечень СИ, 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 (за исключением ПР, входящих в состав ИК, метрологические характеристики которых определяются в соответствии с 9.2).

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 и (или) свидетельства о поверки, и (или) запись в паспортах (формулярах).

• 9.2 Определение метрологических характеристик ИК проводят в соответствии с приложением А к данной методике поверки.

• 9.3 Определение относительной погрешности измерений массы брутто нефти СИКН

При получении положительных результатов поверки согласно 9 настоящей методики поверки, относительная погрешность измерений массы брутто нефти не выходит за установленные пределы ±0,25 %.

• 9.4 Определение относительной погрешности измерений массы нетто нефти с применением СИКН

Относительную погрешность измерений массы нетто нефти с применением СИКН 6М_Н, %, определяют по формуле

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

- абсолютная погрешность измерений массовой доли воды в нефти в испытательной лаборатории, %, вычисляемая по формуле

AW_B=±

(3)

AW_XC ~ абсолютная погрешность измерений массовой доли хлористых солей, %, вычисляется по формуле

Jr_xc -0,5-Гу_Г

AW_XC = ±0,1- ^{хс хс} ,                       (4)

P««-v2

р - плотность нефти при условиях измерений, <рх.с, кг/м³;

Ц>х.с ~ массовая концентрация хлористых солей в нефти, мг/дм³, определенная в лаборатории по ГОСТ 21534 (метод А);

AW_Mn - абсолютная погрешность измерений массовой доли механических примесей.

концентрации хлористых солей и массовой доли механических примесей, значения которых приведены в 2477- 2014 «Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды», ГОСТ 21534-76 «Нефть. Методы определения содержания хлористых солей» и ГОСТ 6370-2018 «Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей»;

сходимость методов определения массовой доли воды, массовой концентрации хлористых солей и массовой доли механических примесей, значения которых приведены в ГОСТ 2477, ГОСТ 21534 и ГОСТ 6370;

W_B    - массовая доля воды в нефти, измеренная в испытательной лаборатории %;

^мп   - массовая доля механических примесей в нефти, определенные в

испытательной лаборатории, %;

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

Относительная погрешность измерений массы нетто нефти с применением СИКН не должна превышать ±0,35 %.

При получении положительных результатов по 9 СИКН считают соответствующей метрологическим требованиям, установленным при утверждении типа, а результат поверки положительным.

11.1 При положительных результатах поверки оформляют 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 и наименование владельца СИКН.

К свидетельству о поверке СИКН прикладывают:

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

• - протокол поверки СИКН.

Результаты поверки СИКН оформляют протоколом согласно Приложению Б. При оформлении протокола средствами вычислительной техники и вручную допускается форму протокола представлять в измененном виде.

Согласно эксплуатационной документации заносят в ИВК полученные при определении метрологических характеристик ПР коэффициенты преобразования.

Знак поверки наносят на свидетельство о поверке СИКН и на ПР в соответствии с описанием типа СИКН.

• 11.2 При отрицательных результатах поверки выдают извещение о непригодности в соответствии с действующим порядком проведения поверки средств измерений на территории РФ.

• 11.3 В случае периодической или внеочередной поверки измерительного компонента приложенное свидетельство о поверке измерительного компонента заменяют на новое.

• 11.4 В случае необходимости определения метрологических характеристик отдельного ИК оформляют свидетельство о поверке СИКН в части отдельного ИК, при этом срок действия свидетельства о поверке СИКН в части отдельных ИК определяется интервалом между поверками СИКН. На оборотной стороне свидетельства о поверке СИКН в части отдельного ИК указывают наименование и номер ИК, диапазон измерений расхода и пределы допускаемой относительной погрешности ИК.

Приложение А

(обязательное)

При определении метрологических характеристик ИК определяют градуировочную характеристику (ГХ) ПР, входящего в состав ИК. ГХ определяют при крайних значениях рабочего диапазона и значениях, выбранных внутри него.

Алгоритм определения метрологических характеристик ИК, изложенный в данной методике, соответствует алгоритму, приведенному в МИ 3380-2012 «ГСИ. Преобразователи объемного расхода. Методика поверки на месте эксплуатации поверочной установкой».

При выборе количества точек внутри рабочего диапазона (разбиении рабочего диапазона на поддиапазоны) и размаха (величины) каждого конкретного поддиапазона расхода учитывают (размахи поддиапазонов могут быть разными):

• - технические возможности ИВК, которым оснащена СИКН;

• - крутизну ГХ ПР (согласно заводской (фирменной) технической документации или результатам предыдущей поверки);

• - величину рабочего диапазона;

• - вид реализации ГХ ПР в ИВК, которой оснащена СИКН.

Устанавливают требуемое значение расхода, начиная от нижнего предела рабочего диапазона (Q_min, м³/ч) в сторону увеличения или от Q_max (м³/ч) в сторону уменьшения.

Требуемый расход в каждой j-й точке устанавливают (Q-'^0B, м³/ч) и контролируют при движении поршня ПУ.

Примечание - расход Q"^0B (м7ч) допускается устанавливать по приложению А.З, используя результаты измерений ПР.

После каждого прохода поршня ПУ проверяют значение расхода Q"⁰⁸ по формуле

где ^пр^Уи “ вместимость калиброванного участка ПУ, приведенная к рабочим условиям в ПУ при i-м измерении при установлении поверочного расхода в j-й точке, m^j. Определяют по формуле (А.З);

Т- - время прохождения поршнем ПУ его калиброванного участка при i-м измерении при установлении поверочного расхода в j-й точке, с.

Значение расхода Q"^0B допускается определять по формуле (А.2), используя

вместимость калиброванного участка ПУ, определенную для стандартных условий V_o (V_o = V_o^ny , м³) - из действующего свидетельства о поверке

V_o -3600

Вместимость У_п^п7 для ПУ определяют по формуле

Х5 = Ч"^у -[1+1< •( 1,7-20)] • [1+^^- • Р,Г'

t™ — средняя температура нефти в ПУ за i-oe измерение при установлении поверочного расхода в j-й точке, °C;

а™ - коэффициент линейного расширения материала стенок калиброванного участка ПУ, °C'¹

D - внутренний диаметр калиброванного участка ПУ, мм (из технического описания или паспорта);

S - толщина стенок калиброванного участка ПУ, мм (из технического описания или паспорта);

Е - модуль упругости материала стенок калиброванного участка ПУ, МПа (значение согласно таблице Б. 1 приложения Б);

Р™ - среднее давление нефти в ПУ за i-oe измерение при установлении поверочного расхода в j-й точке, МПа;

Примечание - средние значения температуры и давления вычисляют:

- для ПУ для каждого прохода поршня по алгоритму: а = 0,5 • (а_вх + а_вых),

-пу     —ПУ

где а - среднее арифметическое значение измеряемого параметра Ц или Pj );

^авх ^{и а}вых ~ значения параметров (t,°C или Р, МПа), измеренные ДТ и ДД, установленными на входе и выходе ПУ.

При необходимости корректируют расход. Отклонение установленного расхода от требуемого (задаваемого) значения не более 2,0 %.

После установления расхода и стабилизации температуры нефти проводят серию измерений, последовательно запуская поршень ПУ.

Количество измерений в каждой j-й точке расхода (nj) не менее пяти.

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

а) количество импульсов, выдаваемых ПР (N , имп);

б) время движения поршня ПУ за период одного измерения (T_d, с);

в) значение расхода (Q_1;, м³/ч);

г) частоту выходного сигнала ПР (f_(J, Гц);

д) температуру (t"^p,°C) и давление (Р™, МПа) в ПР, измеренных ДТ и ДД установленных возле ПР;

е) средние значения температуры (t"^y,°C) и давления (Р^ЛУ, МПа) измеряемой среды в ПУ, измеренных ДТ и ДД установленными на входе и выходе ПУ;

ж) плотность нефти, измеренную ПП (р_п, кг/м³);

з) температуру нефти в ПП (t™¹ ,°С), измеренная ДТ установленным возле ПП;

и) давление нефти в ПП (Р"^л), измеренное ДД установленным возле ПП;

к) вязкость, измеренную ПВ (v_(J, сСт).

Определение коэффициента(ов) преобразования ПР и оценивание среднего квадратического отклонения (СКО)

Для каждого i-ro измерения в j-й точке рабочего диапазона определяют (вычисляют) коэффициент преобразования ПР(К_и, имп/м³) по формуле

^Nii

Kij у_Пу ’                                             (А.4)

^v«j

где V™ - объем нефти, прошедшей через калиброванный участок ПУ (следовательно, и через ПР) за время i-ro измерения в j-й точке и приведенный к рабочим условиям в ПР, м³ и определяемый по формуле

CTL^-CPL^

CTL^CPL? ’

где CTL™, CTL™* - поправочные коэффициенты, учитывающие влияние температуры нефти на её объемы, прошедшие через ПУ и ПР соответственно за i-e измерение в j-й точке расхода. Определяют (вычисляют) согласно приложению А.1.

CPL^, CPL™ - поправочные коэффициенты, учитывающие влияние давления нефти на её объемы, прошедшие через ПУ и ПР соответственно за i-e измерение в j-й точке расхода. Определяют (вычисляют) согласно приложению А. 1.

По результатам измерений и вычислений определяют значение коэффициента преобразования ПР в j-й точке расхода (Kj, имп/м³) по формуле

Kj = —2>и>                                (А.6)

ⁿj i=l

где п_} - количество измерений в j-й точке расхода.

ГХ реализована в ИВК в виде кусочно-линейной аппроксимации значений К _J (имп/м³).

СКО определяют и оценивают для каждого k-го поддиапазона расхода (S_nak, %) по

формуле

• 100 < 0,02,

(А.7)

В случае несоблюдения условия (А.7) анализируют причины и выявляют промахи. Промахи рекомендуется выявлять по приложению А.4.

Допускают не более одного промаха для каждой точки расхода. В противном случае (2 промаха и более) определение метрологических характеристик ПР прекращают.

После исключения промаха (в точке расхода) выполняют одно дополнительное измерение и повторно проводят выполнение условия (А.7).

При соблюдении условия (А.7), проводят дальнейшую обработку результатов измерений.

Определение случайной составляющей погрешности

Случайную составляющую погрешности £_пдк , % определяют для каждого к-го поддиапазона расхода по формуле

^пдк ~^(Р,п) ’^пдк’                                                 (А. 8)

где t_(Pn) - квантиль распределения Стьюдента, зависящий от доверительной вероятности Р и количества измерений n (n = n, + n_j+j); значение t_(Pn) определяют из таблицы А.4.2 приложения А.2

Определение систематической составляющей погрешности Систематическую составляющую погрешности 0_1пдк, % определяют по формуле

е_Ешк =1.1 •     >²⁺⁽⁸-^{)2 +}<⁰.)²⁺<^е-_к)^! .                        (а.9)

где 5 пу ~ пределы допускаемой относительной погрешности ПУ согласно описанию типа (или из действующего свидетельства о поверке), %;

5_ИВК - пределы допускаемой относительной погрешности ИВК при вычислениях коэффициента преобразования ПР (из описания типа или действующего свидетельства о поверке), %;

0_t - составляющая систематической погрешности, обусловленная погрешностью измерений температуры нефти в ПУ и ПР, %;

®ап_Дк~ составляющая систематической погрешности, вызванная аппроксимацией коэффициента преобразования ПР в k-м поддиапазоне расхода (К _{пд к}, имп/м³), %.

Составляющую систематической погрешности 0_t (%) вычисляют по формуле о.-р^д^Мд^)² -юс.                (ало)

^где Ртах ^_ максимальное значение коэффициента объемного расширения нефти из ряда значений, вычисленных ИВК или определенных по приложению АЛ, °C'¹;

At_np и At пу - пределы допускаемых абсолютных погрешностей ДТ, используемых для измерений температуры нефти в ПР и ПУ соответственно, °C (из описаний типа или действующих свидетельств о поверке).

Примечание - максимальное значение 0_тах выбирают из ряда значений, определенных при всех измерениях в k-м поддиапазоне расхода.

Составляющую систематической погрешности преобразователя (0_апдк, %) вычисляют по формуле

Определение относительной погрешности ИК

Относительную погрешность ИК определяют по формуле

где 5_пдк - относительная погрешность ИК в к-м поддиапазоне расхода, %;

Z_(P) - коэффициент, зависящий от значения отношения 0_1пдк /S_nak (при доверительной вероятности Р = 0,95). Определяют из таблицы А.4.3 приложения А.4.

Проверяют выполнение условия в каждом поддиапазоне расхода по формуле

< 0,15%.

(А. 13)

При невыполнении условия (А. 13) выясняют причины, устраняют их (при возможности) и проводят повторные операции определения метрологических характеристик ИК. Рекомендуется:

• - увеличить количество измерений в точках расхода;

• - увеличить количество точек разбиения рабочего диапазона (уменьшить поддиапазоны расхода).

Приложение A.l

Определение коэффициентов CTL, CPL и р

А. 1.1 Определение коэффициента CTL

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

CTL =ехр[-а₁₅ • At-(1 + 0,8 а₁₅ - At)],                      (А. 1.1) (А. 1.2) (А. 1.3)

Otis - значение коэффициента объемного расширения нефти при t = 15 °C и Р = 0 МПа,

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

t - значение температуры нефти, °C.

А. 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

у = 10’⁴ • exp -1.62080 + 0.00021592 • t +

Р - значение избыточного давления нефти, МПа;

10 - коэффициент перевода единиц измерения давления МПа в бар.

А. 1.3 Определение коэффициента 0

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

р = а,₅ + 1.6а₁₅² (t-15).

АЛА Определение плотности

Значение плотности нефти при t = 15 °C и Р = 0 МПа, pj₅, кг/м³ определяют по формуле

_____Рпп_____

CTL СРГ

V 1 Ь_пп VI ь_пп

рпп - значение плотности нефти в поточном преобразователе плотности, 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 pis.

Для определения pi5 необходимо определить значения CTLnn и CPLnn, а для определения CTLnn и CPLnn, в свою очередь, необходимо определить значение плотности при стандартных условиях Р15- Поэтому значение pi5 определяют методом последовательного приближения.

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

• 2) Определяют значения pi5(1), кг/м³:

  Р15(1) ~

  _______Рпп_______

  -СРЬ_ПП(1)

  (А. 1.8)

• 3) Определяют значения СТЬ_Пп<2) и СРЬ_Пп(2), принимая значение р_!5 равным значению

Р15(В-

• 4) Определяют значение pi5(2), кг/м³:

  Р15(2) ^_

  _______Рпп_______

  CTL -CPL

  ^V1Lnn(2) '~'^Г  ПП(2)

  (А. 1.9)

• 5) Аналогично пунктам (3) и (4), определяют значения CTLnn(i), CPLnno и pi5(i> для i-го цикла вычислений и проверяют выполнение условия:

|P15(i) ~ Pl5(i-l)| — 0,001,                                        (АЛЛО)

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

Процесс вычислений продолжают до выполнения данного условия. За значение pis принимают последнее значение pi5(i)-

Приложение А.2 (справочное)

Коэффициенты линейного расширения и модули упругости материала стенок ПУ определяют по таблице А.2.1.

Таблица А.2Л - Коэффициенты линейного расширения и модули упругости материала стенок ПУ

Приложение А.З

(рекомендуемое)

А.3.1 По окончании предварительного измерения дополнительно регистрируют значение расхода нефти (Qj₀, м7ч), измеренного с помощью ПР, входящего в состав ИК.

А.3.2 Вычисляют коэффициент коррекции расхода (к^₀) для установления и контроля значения поверочного расхода в j-й точке рабочего диапазона по формуле

О -О^пу

(^А-^ЗЛ) vjo

где Qjo - значение расхода нефти, измеренного ПР, за время предварительного измерения при установлении поверочного расхода в j-й точке, м³/ч;

рпу - значение расхода нефти, измеренного с помощью ПУ и вычисленного по формуле (А.2), за время предварительного измерения при установлении поверочного расхода в j-й точке, м³/ч.

А.3.3 Устанавливают в измерительной линии с ПР значение поверочного расхода (Q‘^Kop, м^э/ч), контролируя его по расходу, измеряемому с помощью ПР, с учетом коэффициента коррекции расхода по формуле

Qr = ^k?oQ_u-                                (А-³-²)

Приложение А.4

(рекомендуемое)

Для выявления промахов выполняют следующие операции:

А.4.1 Определяют СКО результатов вычислений коэффициентов преобразования в каждой точке рабочего диапазона по формуле

А.4.2 Вычисляют соотношения для наиболее выделяющихся значений (К_наИб или К_наИм) по формуле

U- ^Км*~^к' или U-         .                    (Д.4.2)

А.4.3 Сравнивают полученные значения «U» с величиной «Ь», взятой из таблицы А.4.1 для объема выборки «пр>.

Таблица А.4.1- Критические значения для критерия Граббса

Если U >h, то подозреваемый результат исключают из выборки как промах, в противном случае результат не исключают.

Таблица А.4.2 - Значения коэффициентов Стьюдента ^95

Таблица А.4.3 - Значения коэффициента Zrmk в зависимости от отношения ®_1Пдк^пдк ^ПР^И доверительной вероятности Р = 0,95

Примечание - Для выбора /пдк используют значение СКО (Бпдк) из ряда значений, вычисленных по формуле (А.7) для каждой точки в k-м поддиапазоне.

Приложение Б

(рекомендуемое)

Форма протокола поверки

ПРОТОКОЛ ПОВЕРКИ №_____________ Стр. _ из _

Наименование средства измерений:_____

Изготовитель:___________________________________________________________

Заводской номер:______________________________________________________

Наименование и адрес заказчика:___________

Методика поверки:__________________________________________________

Место проведения поверки:____________________________________________

Поверка выполнена с применением:__________________________________

РЕЗУЛЬТАТЫ ПОВЕРКИ

Б.1. Внешний осмотр средства измерений:_______(соответствует/не соответствует 6)

Б.2. Опробование средства измерений:___(соответствует/не соответствует 7.2)

Б.З. Проверка программного обеспечения средства измерений: __________________(соответствует/не соответствует 8)

Б.4. Определение метрологических характеристик средства измерений

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

Измерительные компоненты, входящих в состав СИКН, действующие знаки поверки и (или) свидетельства о поверки, и (или) запись в паспортах (формулярах), запись в ФИФ ОЕИ____(имеют/ не имеют).

Б.4.2 Определение метрологических характеристик ИК

Б.4.2.1 Протокол определения метрологических характеристик ИК объемного расхода (заполняется для каждого рабочего ИК)

ИК№:___, ПР: тип (модель)_______________, DN_______мм, PN_____МПа, зав. №__. ИЛ №____,

ИВК: тип (модель)__, зав. №________

Измеряемая среда________________

Таблица Б.1 - Исходные данные

Приложение Б

(продолжение)

Таблица Б . 2 - Результаты измерений и вычислений

Окончание таблицы Б.2

Таблица Б.З- Значения коэффициентов, использованных при вычислениях

ТаблицаБ.4 - Результаты определения метрологических характеристик

Относительная погрешность ИК установленным в соответствии с 9.2 пределам______     _______(соотвстсгвуст/нс соответствует)

А.4.3 Подтверждение соответствия средства измерений метрологическим требованиям

Относительная погрешность измерений массы брутто нефти СИКН установленным в соответствии с 9.3 пределам___(соответствует/не соответствует)

Относительная погрешность измерений массы нетто нефти СИКН установленным в соответствии с 9.4 пределам____ (соответствует/не соответствует)

23