Методика поверки «ГСИ.Система измерений количества и показателей качества нефти № 1504 ПСП «Лугинецкое»» (МП 362-18)

УТВЕРЖДАЮ

Директор ФБУ «Томский ЦСМ»

М.М. Чухланцева

«       » Zxf_______2018 г.

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и показателей качества нефти № 1504

ПСП «Лугинецкое»

Методика поверки

МП 362-18

Томск

2018

Содержание

• 1 Общие положения

• 2 Операции поверки

• 3 Средства поверки

• 4 Требования к квалификации поверителей

• 5 Требования безопасности

• 6 Условия поверки

• 7 Подготовка к поверке

• 8 Проведение поверки и обработка результатов измерений

• 9 Оформление результатов поверки

Приложение А (рекомендуемое) Форма протокола поверки

Приложение Б (обязательное) Определение коэффициентов CTL и CPL

Приложение В (обязательное) Методика анализа результатов измерений на наличие промахов

Приложение Г (справочное) Коэффициенты линейного расширения (а₍) и значения модуля упругости (Е) материала стенок ТПУ

Приложение Д (справочное) Значения квантиля распределения Стьюдента t(P.n)

Приложение Е (справочное) Значения коэффициентов объемного расширения и сжимаемости нефти

• 1.1  Настоящая методика поверки распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти № 1504 ПСП «Лугинецкое» (далее - СИКН) и устанавливает методы и средства ее первичной и периодической поверок.

• 1.2  Первичную поверку СИКН выполняют перед вводом в эксплуатацию или после ремонта (замены) средств измерений, входящих в состав СИКН и влияющих на метрологические характеристики. Периодическую поверку СИКН выполняют в процессе эксплуатации через установленный интервал между поверками.

• 1.3  Интервал между поверками СИКН - 1 год.

• 1.4  Определение метрологических характеристик СИКН проводят покомпонентным (поэлементным) способом. Определение метрологических характеристик измерительных каналов массового расхода нефти проводят покомпонентным (поэлементным) или комплектным способом.

• 1.5  Если очередной срок поверки компонента СИКН наступает до очередного срока поверки СИКН. поверяется только этот компонент, и поверка СИКН в целом не проводится.

• 1.6  Поверку отдельных измерительных каналов и (или) отдельных СИ, входящих в состав СИКН и предназначенных для измерений нескольких величин или имеющих несколько поддиапазонов измерений, но используемых для измерений меньшего числа величин или на меньшем числе поддиапазонов, допускается проводить на основании письменного заявления владельца СИКН, оформленного в произвольной форме.

• 1.7 Показывающие средства измерений (манометры показывающие точных измерений МПТИ, термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4), счетчик нефти турбинный МИГ, предназначенный для измерений объемного расхода нефти в БИК, не участвуют в измерении массы нефти и не влияют на погрешность измерений СИКН, поэтому их допускается калибровать.

• 1.8 В случае непригодности средств измерений СИКН. допускается их замена на однотипные с аналогичными метрологическими характеристиками, прошедшие поверку. Замена оформляется актом.

• 1.9  В случае неисправности компонентов СИКН их направляют в ремонт. При этом на время ремонта допускается использовать однотипные средства измерений, прошедшие поверку. После ремонта выполняют поверку каждого отказавшего СИ. установленного на измерительных линиях, при этом поверка СИКН в целом не проводится. В случае ремонта ИВК выполняют поверку СИКН в целом.

• 1.10 В случае замены ИВК, компьютера АРМ оператора, при обновлении и расширении функций ПО, проводят анализ изменений. Если внесенные изменения влияют на метрологически значимую часть программного обеспечения СИКН, то проводят испытания СИКН в целях утверждения типа в части вносимых изменений.

• 1.11 В тексте приняты следующие сокращения и обозначения:

АРМ оператора - автоматизированное рабочее место оператора;

БИЛ           -  блок измерительных линий;

БИК           -  блок измерений показателей качества нефти;

БПУ           -  блок поверочной установки;

ИВК          -  измерительно-вычислительные      комплексы      «ОКТОПУС-Л»

(«OCTOPUS-L») с «горячим» резервированием;

ИК            -  измерительный канал;

КМХ          -  контроль метрологических характеристик;

МП           -  методика поверки;

ПО            -  программное обеспечение;

СИ             -  средство измерений;

СИКН         - система измерений количества и показателей качества нефти № 1504

ПСП «Лугинецкое»;

СОИ          - система обработки информации;

СРМ           - счетчик-расходомер массовый;

ТПУ           - трубопоршневая поверочная установка;

ФИФОЕИ      - Федеральный информационный фонд по обеспечению единства

измерений.

• 2.1 При проведении поверки СИКН выполняют операции, приведенные в таблице

1.

Таблица 1 - Операции поверки

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

• 3.1 Рабочий эталон 1-го разряда в соответствии с частью 2 Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статистических измерениях, массового и объемного расходов жидкости, утвержденной приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 07.02.2018 № 256.

• 3.2 При проведении покомпонентной (поэлементной) поверки, применяют средства поверки, указанные в документах на поверку соответствующих СИ, входящих в состав СИКН.

• 3.3 Допускается использовать аналогичные средства поверки, обеспечивающие проверку метрологических и технических характеристик СИКН с требуемой точностью.

Поверка СИКН должна выполняться специалистами, имеющими группу допуска по электробезопасности не ниже второй, удостоверение на право работы на электроустановках до 1000 В, прошедшими инструктаж по охране труда на рабочем месте, изучившими эксплуатационную документацию на СИКН. ее составные части и настоящую методику поверки.

• 5.1  При проведении поверки должны выполняться требования действующих документов: «Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств», «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», «Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей» и «Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок».

• 5.2  При проведении поверки необходимо соблюдать требования безопасности, указанные в эксплуатационной документации на средства поверки, СИКН, средства измерений и оборудование, входящие в состав СИКН.

• 6.1 Поверку выполняют в рабочих условиях эксплуатации СИКН, приведенных в таблице 2.

Характеристики измеряемой среды при проведении поверки должны соответствовать требованиям, приведенным в таблице 2. Соответствие характеристик измеряемой среды значениям в таблице 2 проверяют по данным паспорта качества нефти.

Таблица 2 - Характеристики измеряемой среды и условия эксплуатации СИКН

• 6.2 Определение относительной погрешности ИК массового расхода нефти при комплектной поверке проводят при следующих условиях:

• - допускаемое изменение абсолютного значения расхода нефти 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 расхода определяются типоразмером СРМ. входящего в состав ИК массового расхода, и технологическими требованиями;

• - регулирование расхода проводят при помощи регуляторов расхода, расположенных на выходе измерительной линии. Допускается вместо регуляторов расхода использовать запорную арматуру.

• 7.1 На поверку СИКН представляют следующие документы:

• - описание типа СИКН;

• - инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти № 1504 ПСП «Лугинецкое» (далее - инструкция по эксплуатации);

• - ГСИ. Масса нефти. Методика измерений с применением системы измерений количества и показателей качества нефти № 1504 ПСП «Лугинецкое» (далее — методика измерений);

• - эксплуатационная документация на средства измерений, входящие в состав

• 7.2  Перед выполнением операций поверки необходимо изучить настоящий документ, эксплуатационную документацию на поверяемую СИКН и ее компоненты.

• 7.3  Непосредственно перед выполнением поверки необходимо подготовить средства поверки к работе в соответствии с их эксплуатационной документацией.

• 7.4  Проверяют правильность монтажа средств поверки и поверяемых компонентов СИКН.

• 8.1  Внешний осмотр

  • 8.1.1   При внешнем осмотре проверяют соответствие СИКН следующим требованиям:

• - на компонентах СИКН не должно быть загрязнений, механических повреждений, дефектов покрытия, непрочности крепления разъемов и других элементов, присутствия следов коррозии, ухудшающих внешний вид и препятствующих применению;

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

• 8.1.2   Результаты проверки положительные, если выполняются вышеперечисленные требования. При оперативном устранении пользователем СИКН недостатков, замеченных при внешнем осмотре, поверка продолжается по следующим операциям.

• 8.2  Проверка условий эксплуатации СИКН

  • 8.2.1   Проверку условий эксплуатации компонентов СИКН. установленных в БИЛ. БИК, БПУ и СОИ, проводят сравнением фактических условий применения с рабочими условиями эксплуатации, приведенными в документации на СИКН.

  • 8.2.2   Проверяют, что фактические значение параметров и показателей нефти, отображаемые на АРМ оператора и дисплее ИВК, находятся в диапазонах измерений, указанных в описании типа СИКН и методике измерений.

  • 8.2.3   Результаты проверки положительные, если фактические условия эксплуатации СИКН. параметры и показатели качества нефти соответствуют значениям, приведенным в 6.1 настоящей методики, описании типа СИКН и методике измерений.

• 8.3  Опробование

  • 8.3.1  Опробование СИКН проводят в соответствии с инструкцией по эксплуатации на СИКН. Проверяют правильность выполнения следующих функций:

• - измерение и отображение текущих значений технологических и учетных параметров нефти;

• - выполнение KMX СРМ по ТПУ;

• - выполнение КМХ поточного влагомера и поточного преобразователя плотности по результатам испытаний в лаборатории;

• - формирование, хранение и вывод на печать текущих и архивных данных: журналов, трендов, паспорта качества нефти, акта приема-сдачи нефти;

• - запись и хранение архивов;

• - регистрация событий в журнале;

• 8.3.2 Проверку правильности выполнения функций КМХ преобразователей СИКН допускается не проводить, если предоставлены соответствующие протоколы КМХ.

• 8.3.3 Результаты проверки положительные, если выполняются вышеперечисленные функции, на АРМ оператора отображаются текущие и архивные значения технологических и учетных параметров СИКН, формируются протоколы и отчеты.

• 8.4 Подтверждение соответствия программного обеспечения

  • 8.4.1  Проверяют соответствие идентификационных данных программного обеспечения СИКН сведениям, приведенным в описании типа на СИКН.

  • 8.4.2  Идентификационные данные программного обеспечения «Комплекс измерительно-вычислительный «OCTOPUS-L» («ОКТОПУС-Л») «Formula.o» проводят в соответствии с МС 200.00.00.01 РЭ «Комплекс измерительно-вычислительный «OCTOPUS-L» («ОКТОПУС-Л»). Руководство по эксплуатации».

При входе в подпункт «СВЕДЕНИЯ о ПО» на экране отображается версия интерфейса программного обеспечения, название объектного файла, контрольной суммы, внутренний номер алгоритма. Вид окна показан на рисунке 1.

АЛГОРИТМЫ: v. б.хх Ф/\ЙЛ: Formula.o CRC32: DFA87DAC ИНТЕРФЕЙС: v. З.хх

Рисунок 1

• 8.4.3 Определение идентификационных данных программного обеспечения «Rate АРМ оператора УУН» проводят в соответствии с документом «Программный комплекс ПО «Rate АРМ оператора УУН». Руководство пользователя».

Для получения идентификационных сведений нажимают кнопку «Версия». После нажатия, откроется окно с версией программного обеспечения и информацией о свидетельствах. Вид окна показан на рисунке 2.

ПРОГРАММНОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ rfo/S- АРМ Отф&ТОрё! УУН³

Версия: 2.3.1.1

Свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ №2000510282

Свидетельство о метрологической аттестации алгоритмов РУ УН 2.3-11 АВ №21002-11

Свидетельство об аттестации программного обеспечения №20902-11

Получить данные по библиотеке |

Все права принадлежат ООО "Корпорация ИМС" hltp //www. imsholdina ru

Служба технической поддержки: $ег vicc@irri$ho!dina г и

Рисунок 2

В появившемся окне нажимают кнопку «Получить данные по библиотеке». После нажатия, откроется окно с информацией о контрольной сумме. Вид окна показан на рисунке 3

В появившемся окне приведены идентификационные данные программного обеспечения «Rate АРМ оператора УУН».

• 8.4.4 Идентификационные данные программного обеспечения СИКН должны соответствовать сведениям, приведенным в описании типа на СИКН.

Версия: 2.3.1.1

ПРОГРАММНОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ

VTd'AS' АРЫ сгя&р&усра ШГН°

О программе

Рисунок 3

8.5 Определение метрологических характеристик СИКН

• 8.5.1 Метрологические характеристики СИКН определяют экспериментальным способом. При покомпонентном (поэлементном) способе проверку метрологических характеристик СИ. входящих в состав СИКН. выполняют экспериментально в соответствии с утверждёнными методиками поверки на каждый тип СИ, приведенными в таблице 3.

Таблица 3 - Методики поверки СИ в составе СИКН

Таблица 3 - Методики поверки СИ в составе СИКН

• 8.5.2 Комплектный способ определения погрешности ИК массового расхода нефти

Комплектный способ определения погрешности ИК массового расхода нефти является предпочтительным. При отсутствии необходимых эталонов или при невозможности их применения определение относительной погрешности ИК массового расхода нефти проводят покомпонентным (поэлементным) способом.

• 8.5.2.1  Последовательно к СРМ из состава поверяемого ИК подключают ТПУ, и подготавливают технологическую схему к гидравлическим испытаниям и проверке на герметичность.

• 8.5.2.2 Подготавливают СРМ из состава поверяемого ИК в соответствии с технической документацией, устанавливают или проверяют установленные коэффициенты, в том числе:

• - градуировочный коэффициент СРМ:

• - коэффициент коррекции СРМ;

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

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

  ^пм -

  /м •3600

  См '

  (1)

где /м - значение частоты, установленное в преобразователе СРМ, Гц;

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

• 8.5.2.4 Вводят в память ИВК или проверяют введенные ранее данные, необходимые для обработки результатов поверки.

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

• 8.5.2.6 При рабочем давлении проверяют герметичность системы, состоящей из поверяемого измерительного канала массового расхода СИКН, ТПУ и ПП. При этом не допускается появление капель или утечек нефти через сальники, фланцевые, резьбовые или сварные соединения при наблюдении в течение 5 мин.

• 8.5.2.7 Проверяют герметичность задвижек, через которые возможны утечки нефти, влияющие на результаты измерений при поверке.

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

• 8.5.2.9 Проверяют стабильность температуры нефти. Для этого запускают поршень ТПУ и регистрируют температуру в ПП, на входе и выходе ТПУ. Температуру нефти считают стабильной, если ее изменение в системе не превышает 0,2 °C за время прохождения поршня от одного детектора до другого (в обоих направлениях) или за серию проходов поршня, соответствующих количеству измерений в точке расхода.

• 8.5.2.10 Проводят установку нуля СРМ согласно технической документации.

• 8.5.2.11 При опробовании устанавливают массовый расход нефти в пределах рабочего диапазона измерений ПК массового расхода. Наблюдают на дисплее ИВК значения следующих параметров:

• - частоты выходного сигнала СРМ;

• - массового расхода нефти в СРМ;

• - температуры и давления нефти на входе и выходе ТПУ;

• - плотности, температуры и давления нефти в ПП.

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

• 8.5.2.12 Определение метрологических характеристик ИК массового расхода проводят не менее чем при трёх значениях массового расхода нефти из диапазона измерений ИК массового расхода (далее - точках расхода), включая миниматьное и максимальное значение. В каждой точке расхода для ИК массового расхода проводят не менее пяти измерений. Последовательность выбора точек расхода может быть произвольной.

• 8.5.2.13 Устанавливают выбранное значение массового расхода по показаниям ИК массового расхода.

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

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

Массовый расход нефти через ИК массового расхода вычисляют по формуле (7).

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

• 8.5.2.15 После стабилизации массового расхода (отклонение массового расхода нефти от установленного значения не более 2,5 %) проводят необходимое количество измерений.

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

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

• - температуры нефти на входе и выходе ТПУ;

• - давления нефти на входе и выходе ТПУ;

• - температуры нефти в ПП;

• - давления нефти в ПП;

• - плотности нефти в ПП.

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

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

Если для ТПУ определена вместимость калиброванного участка как сумма вместимостей в обоих направлениях, то за одно измерение принимают движение поршня в прямом и обратном направлении, количество импульсов и время прохождения поршня в прямом и обратном направлениях суммируют.

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

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

• 8.5.2.17 Результаты измерений заносят в протокол. Форма протокола поверки приведена в приложении А.

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

  • 8.5.2.19 Обработка результатов измерений выполняется в следующем порядке.

  • 8.5.2.20 Массу нефти, определенную с помощью средств поверки за время /-го измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода Мтпу/ь т, вычисляют по формулам

  Мтпу/i -

  К) ■ ^tji ’ ^Pji ' PnUji *

  CTL^yjj • CPLmyji CTLnnji • CPLnnji

  

  (2)

Таблица 4 - Точность представления результатов измерений и вычислений

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

^СТПУ;( -

^ВхТПУ)! ⁺ ^ВыхТПУ/i

где Vo - вместимость калиброванного участка ТПУ при стандартных условиях (t = 20 °C и Р = 0 МПа), m^j;

K_tJi - коэффициент, учитывающий влияние температуры на вместимость ТПУ, для /-го измерения ву-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, вычисленный по формуле (3);

- коэффициент, учитывающий влияние давления на вместимость ТПУ, для /-го измерения ву-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода;

рпп// - плотность нефти за время /-го измерения в у-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, кг/м³;

СТАтпу// - коэффициент, учитывающий влияние температуры на объем нефти, определенный для температуры нефти в ТПУ для /-го измерения в у-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода (вычисляют по приложению Б):

СРТтпу/7 - коэффициент, учитывающий влияние давления на объем нефти, определенный для давления нефти в ТПУ для /-го измерения ву-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода (вычисляют по приложению Б);

СТАту! - коэффициент, учитывающий влияние температуры на объем нефти, определенный для температуры нефти в ПП для /-го измерения в у-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода (вычисляют по приложению Б);

CPL^njj - коэффициент, учитывающий влияние давления на объем нефти, определенный для давления нефти в ПП для /-го измерения ву-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода (вычисляют по приложению Б);

- коэффициент линейного расширения материала стенок калиброванного участка ТПУ (из технической документации на ТПУ или определяют по приложению Г), 1/°С:

^тпу/7 - среднее значение температуры нефти в ТПУ за время /-го измерения в у-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода. °C;

^ВхПУ/л ^выхПУ// - температура нефти на входе и выходе ТПУ за время /-го измерения в у-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, °C:

/’тпу/7 - среднее значение избыточного давления нефти в ТПУ за время /-го измерения ву-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, МПа;

/’вхтпу/7. /’выхтпу/7 - давление нефти на входе и выходе ТПУ за время /-го измерения в у-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода. МПа;

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

S - толщина стенок калиброванного участка ТГ1У (из технической документации на ТПУ), мм;

Е - модуль упругости материала стенок калиброванного участка ТПУ (из технической документации на ТПУ или определяют по приложению Г), МПа;

• 8.5.2.21 Массовый расход нефти через ПК массового расхода за время /-го измерения ву-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода Оц, т/ч, вычисляют по формуле

  

(7) где Мпу// - масса нефти, определенная с помощью средств поверки за время /-го измерения в у-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, т;

Ту, - время /-го измерения в у-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, с.

• 8.5.2.22 Массовый расход нефти через ИК массового расхода в у-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода <9_Z, т/ч. вычисляют по формуле

_{= (8)} ^п)

где Q_Jt - массовый расход нефти через ИК массового расхода за время /-го измерения в /-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, т/ч;

rij - количество измерений в у-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода.

• 8.5.2.23 Нижний и верхний предел рабочего диапазона измерений массового расхода Q_min, Q_max, т/ч, вычисляют по формулам

Qmin ~ ^т^^п(Су)>                                    (д)

Qmin =                                              (10)

где Qj - массовый расход нефти через ИК массового расхода в у-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, т/ч.

• 8.5.2.24 Массу нефти, определенную с помощью ИК массового расхода за время /-го измерения в у-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода Му/, т, вычисляют по формуле

Му

Мя=тА                       (Ч)

*тм

где Njt - количество импульсов от СРМ за время /-го измерения в у-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, имп;

К_пм - коэффициент преобразования СРМ, имп/т.

• 8.5.2.25 Градуировочный коэффициент СРМ в рабочем диапазоне измерений массового расхода Км, г/с/мкс вычисляют по формуле где Kmj- среднее значение градуировочного коэффициента СРМ в у-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, г/с/мкс;

  
  

  ^; = 1

  
  
  

  МтПУд

  Му/

  
  

  (12)

  • (13)

  • (14)

т - количество точек рабочего диапазона измерений массового расхода:

Кмр - значение градуировочного коэффициента СРМ для /-го измерения в у-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, г/с/мкс;

rij - количество измерений в у-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода;

Мтпу/7 - масса нефти, определенная с помощью средств поверки за время /-го измерения ву-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, т;

М_у/ - масса нефти, определенная с помощью ИК массового расхода за время /-го измерения ву-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, т:

Киуст- градуировочный коэффициент, установленный в СРМ на момент проведения поверки ИК массового расхода, г/с/мкс.

• 8.5.2.26 Коэффициент коррекции СРМ в рабочем диапазоне измерений массового расхода MF, вычисляют по формуле

MF =

МтПУД

Му/

где MF, - среднее значение коэффициента коррекции СРМ в у-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода;

т - количество точек рабочего диапазона измерений массового расхода:

MFy, - значение коэффициента коррекции СРМ для /-го измерения в у-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода;

rij - количество измерений в у-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода;

Мтпу/j - масса нефти, определенная с помощью средств поверки за время /-го измерения ву-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, т;

М₇/ - масса нефти, определенная с помощью СРМ за время /-го измерения в у-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, т;

Л/FycT - коэффициент коррекции, установленный в СРМ на момент проведения поверки ИК массового расхода.

• 8.5.2.27 Оценка СКО результатов измерений в поверяемых точках

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

1

• —— 100 при определении К_м

1

—— • 100 при определении MF

MFj

где К\.ц- среднее значение градуировочного коэффициента СРМ в у-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, г/с/мкс;

Км,, - значение градуировочного коэффициента СРМ для /-го измерения ву-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, г/с/мкс;

MF/ - среднее значение коэффициента коррекции СРМ в у-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода;

MF_jt - значение коэффициента коррекции СРМ для /-го измерения в у-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода;

п, - количество измерений в у-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода.

Проверяют выполнение следующего условия

Sj < 0,05 %.

При выполнении данного условия продолжают обработку результатов измерений.

При невыполнении условия (19) выявляют наличие промахов в полученных результатах вычислений, согласно приложению В.

Выявленный промах исключают и проводят дополнительное измерение. При отсутствии промахов выясняют и устраняют причины, обуславливающие невыполнение условия (19) и повторно проводят измерения.

• 8.5.2.28 Границу неисключенной систематической погрешности ПК массового расхода в рабочем диапазоне измерений расхода, 0, %, вычисляют по формулам где 0v_O - граница суммарной неисключенной систематической погрешности ТГ1У (из свидетельства о поверке ТПУ: для ТПУ с двумя парами детекторов берут наибольшее значение), %;

  0 = 1,1

  
  

  (20)

  

  “ Ртах ’ ЮО • JAtyny ⁺     '

  /З_тах = maxQfy),

  

  Дрпп

  Pnnmin

  ■100,

  Pnnmin “ ^mlⁿ(Pnnyi)»

  |    / ME - MF \

  У^тах{~иг~ '¹⁰°)

  при определении К_м

  при определении MF

  ^f 0 для СРМ с коррекцией стабильности нуля

  ZS

  --100 для СРМ без коррекции стабильности нуля <Qmin

  

  ^Сдоп ' Сном ’

  Cmin

  Д^ ~               ^п)» (Tn ^min)L

  =1

  0 для СРМ с коррекцией по давлению Ю • 5_Рдоп • ДР для СРМ без коррекции по давлению'

  ДР= тах[(Р_тах- Р_пХ(Рп- Pmin)L

  (21)

  (22)

  • (23)

  • (24)

  • (25)

  • (26)

  • (27)

  • (28)

  • (29)

  • (30)

  • (31)

©гл - граница неисключенной систематической погрешности определения среднего значения вместимости ТПУ (из свидетельства о поверке или протокола поверки ТПУ; для ТПУ с двумя парами детекторов берут наибольшее значение), %;

0, - граница неисключенной систематической погрешности, обусловленной погрешностью преобразователей температуры при измерениях температуры нефти в ТПУ и ПП, %;

0_Р -  граница  неисключенной  систематической  погрешности,  обусловленной

погрешностью ПП, %;

0j -  граница  неисключенной  систематической  погрешности,  обусловленной

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

0ивк - граница неисключенной систематической погрешности, обусловленной погрешностью ИВК, %;

§ивк - пределы допускаемой относительной погрешности преобразования входных электрических сигналов в значение коэффициента преобразования СРМ ИВК (из свидетельства о поверке или протокола поверки ИВК), %;

0z- граница неисключенной систематической погрешности, обусловленной нестабильностью нуля СРМ, %;

0д/г - граница неисключенной систематической погрешности, обусловленной влиянием отклонения температуры нефти в условиях эксплуатации СРМ от температуры нефти при поверке, %;

0д/р - граница неисключенной систематической погрешности, обусловленной влиянием отклонения давления нефти в условиях эксплуатации СРМ от давления нефти при поверке, %;

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

Ра - коэффициент объемного расширения нефти для /-го измерения в /-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода (определяют по приложению Е). 1 /°C:

Д/пу - пределы допускаемой абсолютной погрешности преобразователей температуры, установленных в ТПУ (из свидетельства о поверке или протокола поверки преобразователя температуры), °C;

Д/пп - пределы допускаемой абсолютной погрешности преобразователя температуры, установленного около ПП (из свидетельства о поверке или протокола поверки преобразователя температуры), °C;

Дрпп - пределы допускаемой абсолютной погрешности ПП (из свидетельства о поверке или протокола поверки преобразователя плотности), кг/м³;

Рппт/л - минимальное значение плотности нефти за время поверки, кг/м³;

Рппр - плотность нефти за время /-го измерения в /-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, кг/м³;

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

Q_mi„ - нижний предел рабочего диапазона измерений ИК массового расхода, т/ч;

д_поп - значение дополнительной погрешности, обусловленной отклонением температуры нефти при эксплуатации СРМ от температуры нефти при поверке (из описания типа или технической документации на СРМ), %/°С;

2ном ■ номинальное значение массового расхода СРМ (из технической документации на СРМ), т/ч;

Д/ - максимальное отклонение температуры нефти при эксплуатации СРМ от температуры нефти при поверке, °C;

/п - среднее значение температуры нефти при поверке (допускается использовать среднее значение температуры нефти в ТПУ), °C;

tmin, tmax- нижний и верхний предел рабочего диапазона температур нефти при эксплуатации СРМ, °C;

дрдоп - значение дополнительной погрешности, обусловленной отклонением давления нефти при эксплуатации СРМ от давления нефти при поверке (из описания типа или технической документации на СРМ), %/0,1 МПа;

ДР - максимальное отклонение давления нефти при эксплуатации СРМ от давления нефти при поверке, МПа;

Pm/л. Pmar ■ нижний и верхний предел рабочего диапазона давлений нефти при эксплуатации СРМ, МПа;

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

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

  

  где S, - СКО результатов измерений в у-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода. %;

  п, - количество измерений в у-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода.

  8.5.2.30 Границу случайной погрешности ПК массового расхода в рабочем диапазоне измерений массового расхода при доверительной вероятности Р=0.95 Е, %. вычисляют по формулам

  е = maxff;), £j ~ ^0,95/ ’ S_Oj,

  • (33)

  • (34)

  где Б, - граница случайной погрешности в /-ой точке рабочего диапазона. %;

  to.95i - квантиль распределения Стьюдента для количества измерений в у-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода (определяют по приложению Д):

  • 8.5.2.31 СКО среднего значения результатов измерения в рабочем диапазоне измерений массового расхода So принимают равным значению СКО среднего значения результатов измерения в точке рабочего диапазона измерений массового расхода с максимальным значением границы случайной погрешности е).

  • 8.5.2.32 Границу относительной погрешности ПК массового расхода СИКН в рабочем диапазоне измерений массового расхода 5. %, определяют по формулам

  ( ⁰

  е если — < 0,8 So

  0

  < К • если 0,8 < — < So

  8,

  (35)

  0

  0 если — > 8 к             5₀

  Е + 0

  S_o + S₀ '

  (36)

  

  (37)

  ⁰|о ^{+ 0}UO ^{+ 0}t ^{+ 0}p ^{+ 0}.4 ^{+ 0}ИВК ^{+ 0}Z ^{+ 0}Mt ⁺

  3

  где £ - граница случайной погрешности ИК массового расхода в рабочем измерений массового расхода, %;

  0 - граница неисключенной систематической погрешности ИК массового расхода в рабочем диапазоне измерений массового расхода. %:

  К - коэффициент, зависящий от соотношения случайной и неисключеннои систематической погрешностей;

  S₀ -

  A

  (38)

  диапазоне

SV - суммарное CKO результата измерений, %;

Sq - CKO суммы неисключенных систематических погрешностей, %;

So - CKO среднего значения результатов измерений в рабочем диапазоне измерений массового расхода, %.

• 8.5.2.33 Оценивание границы относительной погрешности ИК массового расхода нефти

ИК массового расхода нефти допускают к эксплуатации если выполняется условие

5 < 0,25 %.                                   (39)

Если условие не выполняется, то рекомендуется:

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

• - уменьшить рабочий диапазон измерений массового расхода:

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

При повторном невыполнении данных условий поверку прекращают.

• 8.5.2.34 Вычисления по 8.5.2 проводят в автоматическом режиме согласно алгоритму по МИ 3189-2009, реализованному в ИВК.

• 8.5.2.35 Результаты поверки ИК массового расхода нефти при комплектном способе считают положительными, если относительная погрешность ИК массового расхода нефти не выходит за пределы ±0,25 %

• 8.5.3 Определение относительной погрешности измерений массы брутто нефти

• 8.5.3.1  Относительная погрешность при измерении массы брутто нефти при прямом методе динамических измерений принимается равной относительной погрешности ИК массового расхода нефти.

• 8.5.3.2 Результаты поверки считают положительными, если относительная погрешность измерений массы брутто нефти не выходит за пределы ±0,25 %.

• 8.5.4 Определение относительной погрешности измерений массы нетто нефти

• 8.5.4.1 Относительную погрешность измерений массы нетто нефти 8м_н, %, вычисляют по формуле где 8м - относительная погрешность при измерении массы брутто нефти, %;

  ^Мн - ± 1Д *

  

  (40)

Д^_н - абсолютная погрешность определения массовой доли воды в нефти. %;

- абсолютная погрешность определения массовой доли хлористых солей в нефти, %;

Д_И/_мп - абсолютная погрешность определения массовой доли механических примесей в нефти, %;

PK_B - массовая доля воды в нефти, %;

РГ_ХС - массовая доля хлористых солей в нефти, %;

ГГ,_(П - массовая доля механических примесей в нефти, %.

• 8.5.4.2 Абсолютную погрешность определения массовой доли воды в нефти Д^, %. вычисляют:

- при определении массовой доли воды в испытательной лаборатории по ГОСТ 2477-2014 в соответствии с ГОСТ 33701-2015 по формуле

I

(41)

где R_W[ - показатель воспроизводимости метода по ГОСТ 2477-2014, выраженный в массовых долях, %;

r_Wfj - показатель повторяемости метода по ГОСТ 2477-2014, выраженный в массовых долях, %;

- при вычислении массовой доли воды в нефти по результатам измерений объемной доли воды в нефти поточным влагомером по формуле

л        ^Д|Рв ‘ Рв

Aw = ±-------,

РНв

где Д<р_в - абсолютная погрешность измерений объемной доли воды в нефти влагомером с учетом погрешности измерений сигналов силы постоянного тока ИВК. %.

• 8.5.4.3 Абсолютную погрешность определения массовой доли механических примесей в нефти Aw_Mn, %, в соответствии с ГОСТ 33701-2015 вычисляют по формуле

  ^мп + 0,5 ■ Г_М²_П

  2

  (43)

Д и/ — ±

^мп

N

где R_Mn - показатель воспроизводимости метода по ГОСТ 6370-83, %; г_мп - показатель повторяемости (сходимости) метода по ГОСТ 6370-83, %.

• 8.5.4.4 Абсолютную погрешность определения массовой доли хлористых солей в нефти Avy_xc, %, в соответствии с ГОСТ 33701-2015 вычисляют по формуле

  + 0,5 ■ r_x²

  2

Aiy ~ —

"ХС

N

где R_xc - показатель воспроизводимости метода определения концентрации хлористых солей по ГОСТ 21534-76. выраженный в массовых долях, %;

г_хс - показатель повторяемости (сходимости) метода определения концентрации хлористых солей по ГОСТ 21534-76, выраженный с массовых долях, %.

• 8.5.4.5 Показатель воспроизводимости метода определения концентрации хлористых солей по ГОСТ 21534-76 принимают равной удвоенному значению показателя повторяемости (сходимости). Значение показателя повторяемости (сходимости), выраженное в массовых долях, %, вычисляют по формуле

ОД ’ ^ХСМ \с ~ Г ’

PH20

Гхсм - показатель повторяемости (сходимости) метода по ГОСТ 21534-76, мг/дм³.

• 8.5.4.6 Результаты поверки считают положительными, если относительная погрешность измерений массы нетто нефти не выходит за пределы ±0.35 %.

• 9.1  При положительных результатах поверки СИКН оформляют протокол поверки, рекомендуемая форма которого, приведена в Приложении А.

• 9.2  На оборотной стороне свидетельства о поверке СИКН указывают:

• - диапазон измерений СИКН;

• - пределы допускаемой относительной погрешности измерений ИК массового расхода нефти;

• - пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто и массы нетто нефти СИКН.

• 9.3 Особенности конструкции СИКН препятствуют нанесению на нее знака поверки. Знак поверки наносят на свидетельство о поверке, а также поверительные пломбы (оттиски клейм) на СИ и оборудование, входящих в состав СИКН. в соответствии с таблицей 5.

Таблица 5 - Место и способ нанесения пломб

• 9.4 При отрицательных результатах поверки СИКН к эксплуатации не допускают и оформляют извещение о непригодности.

(рекомендуемое)

Форма протокола поверки

№______________от «____»______20___г.

Средство измерений (СИ)_______________________________________________________

наименование, тип, модификация, год выпуска, регистрационный номер в Федеральном фонде по обеспечению единства измерений

Заводской номер______________________________________________________________

Владелец____________________________________________________________________

Методика поверки_______

Место проведения поверки_____________________________________________________

Поверка выполнена с применением:_______________________________________________.

наименование, заводской номер, регистрационный номер (при наличии), разряд, класс или

погрешность эталона, применяемого при поверке

Условия проведения поверки

• - температура окружающего воздуха , С_________________

• - атмосферное давление, кПа___________________________

• - относительная влажность, %__________________________

Результаты операций поверки:

• 1 Внешний осмотр_________________________________________________________

• 2 Опробование____________________________________________________________

• 3 Определение метрологических характеристик

3.1 Сведения о проверке метрологических характеристик измерительных компонентов СИКН приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Сведения о проверке метрологических характеристик измерительных компонентов СИКН

• 3.2 Определение относительной погрешности измерительного канала массового расхода нефти приведены в таблице 2, 3, 4 и 5.

Таблица 2 - Исходные данные

Таблица 3 - Результаты измерений и вычислений

Таблица 4 - Результаты поверки в точках рабочего диапазона

¹ Примечание При определении коэффициента коррекции в столбец 14 таблицы 3, столбец 3 таблицы 4 и таблицы 5 заносят значения коэффициента коррекции, при определении градуировочного коэффициента значения градуировочного коэффициента, в шапки таблиц заносят соответствующие названия столбцов.

СИКН № 1504 ПСП «Лугинецкое»

Таблица 5 - Результаты поверки в рабочем диапазоне

• 3.3 Определение относительной погрешности измерений массы брутто нефти и массы нетто нефти СИКН

Относительная погрешность измерений массы брутто нефти____________описанию типа

соответствует / не соответствует

Относительная погрешность измерений массы нетто нефти__описанию типа

соответствует / нс соответствует

Заключение: на основании результатов первичной (периодической) поверки СИКН соответствует / нс соответствует метрологическим требованиям.

(обязательное)

Определение коэффициентов CTL и CPL

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

CTL = ехр[-а₁₅ • Д/ • (1 + 0,8 • а_!5 • Д/)],                              (Б.1)

Ко + ^1 ' Р15

^а15 = -----~2------•                                       (Б.2)

Р15

At = t-15,                                        (Б.З)

где    р 15 - значение плотности продукта при t = 15 °C и Р = 0 МПа, кг/м³;

t - значение температуры продукта, °C;

015- значение коэффициента объемного расширения продукта при t = 15 °C и Р = 0МПа, 1/°С;

Ко, К] - коэффициенты в соответствии с таблицей Б.1.

Таблица Б.1 - Значения коэффициентов Ко и К, в зависимости от типа продукта

Значение коэффициента CPL, учитывающего влияние давления на объем продукта для диапазона плотности продукта (при / = 15 °C и Р = 0 МПа) от 611 до 1164 кг/м³ определяют по формулам

^CPL 1 - Ь • Р ■ 10'

_л (                              0,87096 • 10⁶   4,2092 • 10³ • С

b = 10~⁴ • ехр - 1,62080 + 0,00021592 • t +------₅₇------

\                                    Pis              Pis

где р\5 - значение плотности продукта при t = 15 °C и Р = 0 МПа, кг/м'; / - значение температуры продукта, °C;

Р - значение избыточного давления продукта, МПа;

• 10 - коэффициент перевода единиц измерения давления МПа в бар.

Значение плотности продукта при t = 15 °C и Р = 0 МПа, pi5, кг/м³ определяют по формуле

Рпп

^Р15 ' СПпп • CPL_m '

где рпп - значение плотности продукта в ПП, кг/м³;

С77,пп - коэффициент, учитывающий влияние температуры на объем продукта, определенный для /пп и ри;

CPZnn - коэффициент, учитывающий влияние давления на объем продукта, определенный для /пп, Л1П и р\$.

Для определения р\₅ необходимо определить значения С7Тпп и СРЛпп, а для определения С77,пп и CPLrm, в свою очередь, необходимо определить значение плотности при стандартных условиях р\$. Поэтому значение pis определяют методом последовательного приближения.

• 1) Определяют значения СГЛппо) и СРАппп), принимая значение pis равным значению рпп-

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

_______Рпп_______

^{Р15(1) =} СПппси • CPLnn(i)'                               ^(Б'⁷⁾

• 3)  Определяют значения СП,пп(2) и CPZnn(2), принимая значение pi> равным значению pi5<i).

• 4) Определяют значение /915(2)» кг/м³:

_______Рпп_______

^Р15(2) ’ CTLnnra • CPLnn(2) ’                                ^(Б'⁸⁾

• 5) Аналогично пунктам (3) и (4), определяют значения СПппб) и CPZnno) и pi₅₍i) для /-го цикла вычислений и проверяют выполнение условия:

|pi5(i) - Pi5(i-i)| ^£ 0,001,                                  (Б.9)

где Р15(/)> Р15(М)- значения pis, определенные, соответственно, за последний и предпоследний цикл вычислений, кг/м³.

Процесс вычислений продолжают до выполнения данного условия. За значение Р15 принимают последнее значение pi5(o-

(обязательное)

Методика анализа результатов измерений на наличие промахов

Проверка результатов измерений на один промах по критерию Граббса при определении метрологических характеристик измерительного канала массового расхода нефти.

СКО результатов измерений в у-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода Sy определяют по формуле

при определении

при определении

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

K_Mji - значение градуировочного коэффициента СРМ для /-го измерения в /-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, г/с/мкс;

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

MFji - значение коэффициента коррекции СРМ для /-го измерения в у-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода;

rij - количество измерений в у-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода.

Примечание - при Sy < 0,001 принимают Skj = 0.001.

Наиболее выделяющееся соотношение U:

Если значение U больше или равно значению h, взятому из таблицы, то результат

измерений должен быть исключен как промах.

Таблица В.1 - Критические значения для критерия Граббса

(справочное) Коэффициенты линейного расширения (a_t) и значения модуля упругости (Е) материала стенок ТПУ

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

Таблица Г.1 - Коэффициенты линейного расширения и значения модуля упругости материала стенок ТПУ

(справочное)

Значения квантиля распределения Стьюдента t(P.n)

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

Таблица Д.1 - Значения квантиля распределения Стьюдента t₍p,_n) при Р=0,95

(справочное)

Значения коэффициентов объемного расширения и сжимаемости нефти

Табл и цаЕ.1 - Значения коэффициента объемного расширения нефти • К)³, 1/°С

Таблица Е.1 - Значения коэффициента объемного расширения нефти • 10^J, 1/°С

СИНИ № 1504 ПСИ «Лугинецкое»

Методика поверки МП 362-18