Методика поверки «СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ №722 АО "ТРАНСНЕФТЬ - ЗАПАДНАЯ СИБИРЬ" РЕЗЕРВНАЯ СХЕМА УЧЕТА » (МП 1069-14-2019 )

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»

по развитию

Тайбинский

Государственная система обеспечения единства измерений

СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ № 722 АО «ТРАНСНЕФТЬ - ЗАПАДНАЯ СИБИРЬ».

РЕЗЕРВНАЯ СХЕМА УЧЕТА

Методика поверки

МП 1069-14-2019

Начальник отдела НИО-14

Л Р.Р. Нурмухаметов

43) 299-72-00

Казань

2020

Настоящий документ распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти № 722 АО «Транснефть - Западная Сибирь». Резервная схема учета (далее -СИКН) и устанавливает методику периодической (первичной) поверки при эксплуатации, а так же после ремонта.

Интервал между поверками СИКН - 12 месяцев.

При проведении поверки выполняют операции, приведенные в таблице 1. Таблица 1

• 2.1 Эталоны (основные средства поверки)

  • 2.1.1 Рабочий эталон 1-го или 2-го разряда (Установка трубопоршневая (далее - ПУ)) в соответствии с Государственной поверочной схемой (часть 2), утвержденной приказом Росстандарта РФ от 07.02.2018 № 256.

• 2.2 Средства измерений (вспомогательные средства поверки)

  • 2.2.1 Преобразователи расхода (далее - ТПР) с средним квадратическим отклонением (СКО) случайной составляющей погрешности не более 0,02 %.

  • 2.2.2 Преобразователи избыточного давления с унифицированным выходным сигналом с пределами допускаемой приведенной погрешности ±0,5 %.

  • 2.2.3 Термопреобразователи сопротивления с унифицированным выходным сигналом с пределами допускаемой абсолютной погрешности ±0,2 °C.

  • 2.2.4 Измерительно-вычислительный комплекс (далее - ИВ К) с пределами допускаемой относительной погрешности преобразования входных электрических сигналов в значение коэффициента преобразования ±0,025 %.

  • 2.2.5 Преобразователь плотности (далее - ПП) с пределами допускаемой абсолютной погрешности ±0,30 кг/м³.

  • 2.2.6 Преобразователь вязкости (далее - ПВ) с пределами допускаемой приведенной погрешности ±1,0 %.

  • 2.2.7 Манометры класса точности 0,6.

  • 2.2.8 Термометры с пределами допускаемой абсолютной погрешности ±0,2 °C.

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

• 3.1 При проведении поверки соблюдают требования, определяемые:

- в области охраны труда - Трудовым кодексом Российской Федерации;

• - в области промышленной безопасности - Федеральными нормами и правилами 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»), Руководством 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 - Федеральным законом Российской Федерации от 22 июля 2008 г. № 123-ФЗ «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности», Постановлением Правительства Российской Федерации от 25 апреля 2012 г. № 390 «О противопожарном режиме» (вместе с «Правилами противопожарного режима в Российской Федерации»), СНиП 21.01-97 (с изм. № 1, 2) «Пожарная безопасность зданий и сооружений»;

• - в области соблюдения правильной и безопасной эксплуатации электроустановок -Приказ Минтруда России от 24.07.2013 № 328н «Об утверждении Правил по охране труда при эксплуатации электроустановок», «Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей», VII-ое издание, 2006 г.»;

• - в области соблюдения правильной и безопасной эксплуатации электроустановок -Приказ Минтруда России от 24.07.2013 № 328н «Об утверждении Правил по охране труда при эксплуатации электроустановок», «Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей», VII-ое издание, 2006 г.»;

• - в области охраны окружающей среды - Федеральным законом Российской Федерации от 10 января 2002 г. № 7-ФЗ (ред. 12 марта 2014 г.) «Об охране окружающей среды» и другими действующими законодательными актами на территории РФ.

• 3.2 В соответствии с классификацией помещений и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности помещение СИКН относится к категории А Свода правил СП 12.13130.2009 «Определение категории помещений, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности», а по классу взрывопожарных зон - В-1а по Правилам устройства электроустановок, по категории и группе взрыво-пожароопасной смеси -ПА - ТЗ по ГОСТ 30852.13 - 2002 «Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 14. Электроустановки во взрывоопасных зонах (кроме подземных выработок)».

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

• 3.4 Средства измерений и вспомогательные устройства, применяемые при выполнении измерений, должны иметь взрывозащищенное исполнение в соответствии с требованиями ГОСТ 30852.0 - 2002 «Электрооборудование взрывозащищённое. Часть 0. Общие требования».

• 3.5 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.

• 3.6 В целях безопасной эксплуатации и технического обслуживания СИКН разрабатываются инструкция по эксплуатации СИКН, инструкции по видам работ, регламентом взаимоотношений между диспетчерскими службами принимающей и сдающей сторон.

Поверка СИКН проводится в условиях эксплуатации.

Определение метрологических характеристик расходомера ультразвукового UFM 3030 (далее - УПР) проводят на месте эксплуатации в комплекте с элементами измерительной линии (ИЛ) (струевыпрямителем, прямолинейными участками до и после УПР).

Допускаемое изменение абсолютных значений расхода за время одного измерения (в точке расхода) 2,5 %.

Допускаемое изменение абсолютного значения температуры нефти за время одного измерения 0,2°С.

Для обеспечения бескавитационной работы избыточное давление в трубопроводе в конце технологической схемы после УПР и ТПР Р^наим, МПа, устанавливают не менее значения, определяемого по формуле

Р^наим = 2,06-Р^н+2-ДР,                                     (1)

где р^н - давление насыщенных паров, определенное согласно ГОСТ 1756 - 2000 (ИСО 3007-99) «Нефтепродукты. Определение давления насыщенных паров» при максимальной температуре нефти, МПа;

ДР - разность давления на УПР, ТПР согласно эксплуатационной документации, МПа.

Температура окружающей среды, относительная влажность, атмосферное давление и физико-химические свойства нефти должны соответствовать условиям эксплуатации УПР.

Диапазоны давления, температуры и расхода должны соответствовать техническим характеристикам УПР.

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

Проверяют наличие действующих свидетельств о поверке на средства поверки и (или) знаков поверки, свидетельства об аттестации эталона.

УПР, ПУ (ТПР) соединяют последовательно. Рекомендуемая схема подключения приведена в приложении Б.

Устраняют возможность утечек нефти на участках между УПР, ПУ (ТПР). Задвижки, расположенные на ИЛ и соединяющие эти участки с другими трубопроводами или установленные на ответвлениях между входом и выходом ПУ, должны быть обеспечены средствами (устройствами) контроля их герметичности.

Проверяют отсутствие свободного газа в ПУ, а также в верхних точках трубопроводов, соединяющих УПР, ПУ (ТПР). Для этого устанавливают расход нефти через УПР, ПУ (ТПР) в пределах рабочего диапазона измерений расхода и открывают краны (вентили), расположенные в верхних точках трубопроводов и на ПУ. Проводят несколько раз пуск поршня в ПУ до полного прекращения вытекания струи нефти с газовыми включениями. Все краны (вентили) закрывают.

Проверяют герметичность системы, состоящей из УПР, ПУ (ТПР), запорной арматуры и трубопроводов. Для этого устанавливают наибольший расход нефти при рабочем давлении на выходе ИЛ с УПР. Не допускается появление капель или утечек нефти через сальники, фланцевые, резьбовые или сварные соединения при наблюдении в течение 5 минут. Проверяют герметичность запорной арматуры, через которые возможны утечки нефти, влияющие на результаты измерений.

При отсутствии средств контроля или невозможности устранения утечек на задвижки, имеющие протечки, устанавливают заглушки (или проверяют наличие заглушек).

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

Вводят в память ИВК либо проверяют введенные ранее данные:

• - для ПУ:

а) вместимость измерительного участка ПУ при температуре 20 °C и избыточном давлении, равном нулю, Vo, м³ (из свидетельства о поверке ПУ).

б)  внутренний диаметр измерительного участка D, мм (из эксплуатационной документации на ПУ);

в) толщину стенок измерительного участка S, мм (из эксплуатационной документации на ПУ);

г) коэффициент линейного расширения материала стенок ПУ, а,,   °C’¹

(из эксплуатационной документации на ПУ, а при отсутствии значения а, в эксплуатационной документации его значение определяют по приложению В);

д) модуль упругости материала стенок ПУ, Е, МПа (из эксплуатационной документации на ПУ, а при отсутствии значения Е в эксплуатационной документации его значение определяют по приложению В);

• - границу суммарной неисключенной систематической погрешности ПУ, 0_£о, % (из действующего свидетельства о поверки ПУ);

• - границу неисключенной систематической погрешности определения среднего значения вместимости ПУ, 0_Vo, % (из действующего свидетельства о поверки ПУ);

• - для У ПР:

а) коэффициенты преобразования в точках рабочего диапазона измерений расхода Kj, имп/м³, полученные по результатам поверки (первичной, периодической);

б) установленный диапазон измерений.

Проверяют стабильность температуры нефти. Для этого устанавливают расход нефти через У ПР, ПУ (ТПР) в пределах рабочего диапазона измерений расхода. Температуру нефти считают стабильной, если ее изменение за время одного измерения по абсолютной величине не превышает 0,2 °C.

При отсутствии или отказе ПП в испытательной лаборатории определяют плотность нефти аттестованным в установленном порядке методом при условиях в УПР (ТПР). Для определения плотности отбирают точечную пробу нефти по ГОСТ 2517-2012 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб».

При отсутствии или отказе ПВ в испытательной лаборатории определяют кинематическую вязкость нефти по ГОСТ 33-2016 «Нефть и нефтепродукты. Прозрачные и непрозрачные жидкости. Определение кинематической и динамической вязкости» при условиях в УПР. Для определения вязкости нефти отбирают пробу нефти по ГОСТ 2517-2012 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб».

• 6.1 Проверка комплектности технической документации

Проверяют наличие:

• - действующих свидетельств о поверке и (или) знаков поверки на средствах измерений (СИ), входящие в состав СИКН (кроме УПР);

Примечание - Поверка СИ проводится в соответствии с документом на методику поверки, указанным в описании типа СИ.

• - эксплуатационно-технической документации на СИКН и СИ, входящие в ее состав.

При отсутствии действующих свидетельств о поверке и(или) эксплуатационной документации, поверку прекращают.

• 6.2 Подтверждение соответствия программного обеспечения (ПО)

  • 6.2.1 Определение идентификационных данных ПО контроллеров измерительных FloBoss модели S600+ проводят в следующей последовательности:

а) включить питание, если питание было выключено;

б) дождаться после включения питания появления на дисплее главного меню или войти в главное меню;

в) в главном меню нажатием клавиши «5» выбрать пункт меню «5. SYSTEM SETTINGS»;

г) нажатием клавиши «7» выбрать пункт меню «7. SOFTWARE VERSION»;

д) нажатием клавиши «Стрелка вправо» получить идентификационные данные со следующих экранов:

• 1) «VERSION CONTROL FILE CSUM» - цифровой идентификатор ПО;

• 2) «VERSION CONTROL APPLICATION SW» - номер версии (идентификационный номер ПО).

• 6.2.2   Определение идентификационных данных ПО АРМ оператора «Автоматизированное рабочее место оператора СИКН «ГКС РАСХОД НТ».

Для проверки идентификационного наименования ПО необходимо проверить наименование файла (MassaNettoCalc.fct), располагающегося в папке D:\Proj есЕИмя проекта\у/шсрго)\имя проекта WinCC\Library.

Для проверки номера версии (идентификационного номера) ПО необходимо запустить программу «Редакторов С-макросов». В данной программе открыть файл MassaNettoCalc.fct по следующему пути: D:\ProjесЛИмя npoeKTa\wincproj\ имя проекта WinCC \Library или D:\Project\ имя проекта WinCC\Library. Во вкладке «Правка» выбрать пункт «Информация». На экране монитора отобразится номер версии (идентификационный номер) файла MassaNettoCalc.fct.

Для проверки цифрового идентификатора ПО необходимо запустить ПО «ГКС РАСХОД НТ» выбрать вкладку «Масса нетто», на экране монитора появится окно «Параметр для расчета массы нетто» в котором необходимо нажать кнопку «CRC32». На экране монитора отобразится цифровой идентификатор ПО файла MassaNettoCalc.fct.

Полученные результаты идентификации ПО СИКН 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 данные ПО СИКН.

• 6.3 Внешний осмотр

При внешнем осмотре должно быть установлено соответствие СИКН следующим

требованиям:

• - комплектность СИКН должна соответствовать описанию типа и эксплуатационной документации;

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

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

При выявлении несоответствий СИКН установленным требованиям поверку прекращают. Устраняют причины, вызвавшие несоответствие и проводят повторный внешний осмотр. При повторном несоответствии поверку прекращают.

• 6.4 Опробование

  • 6.4.1 Опробование проводят в соответствии с эксплуатационной документацией на СИКН.

  • 6.4.2 Проверяют действие и взаимодействие компонентов в соответствии с инструкцией по эксплуатации СИКН, возможность получения отчета.

Опробование режима определения коэффициента преобразования ТПР.

Устанавливают произвольное значение расхода, находящееся в пределах диапазона измерений расхода для ТПР.

По команде с ИВК запускают поршень ПУ.

При прохождении поршнем первого детектора в ИВК начинается отсчет количества импульсов, поступающих от ТПР и времени прохождения поршня между детекторами. При прохождении поршнем второго детектора отсчет количества импульсов и времени в ИВК прекращается. Выполняют те же операции при обратном направлении движения поршня. За одно измерение принимают движение поршня в прямом и обратном направлениях, количество импульсов и время прохождения поршня в прямом и обратном направлениях суммируют. При использовании обеих пар детекторов, за один проход поршня совершается два измерения.

Результаты измерений количества импульсов, поступающих от ТПР, расхода, времени измерения, температуры и давления в ПУ, возле ТПР и возле ПП, плотности нефти отображаются на дисплее ИВК.

Опробование режима определения коэффициента преобразования ТПР производится для каждого ТПР, применяемого для определения метрологических характеристик У ПР.

При получении отрицательных результатов опробования поверку прекращают. Выявляют и устраняют причины, вызвавшие получение отрицательного результата опробования и проводят повторное опробование. При повторном получении отрицательных результатов опробования поверку прекращают, СИКН к эксплуатации не допускают.

Опробование режима определения коэффициентов преобразования УПР.

Устанавливают произвольное значение расхода, находящееся в пределах диапазона измерений расхода для УПР.

По команде с ИВК запускают одновременное измерение количества импульсов, поступающих с УПР и ТПР.

Результаты измерений количества импульсов, поступающих от УПР и ТПР, расхода, температуры и давления возле УПР, ТПР и ПП, плотности нефти отображаются на дисплее ИВК.

Во время опробования режима определения коэффициентов преобразования УПР (ТПР), расход нефти регулируют при помощи автоматического или ручного регулятора расхода, установленного на выходе технологической схемы по направлению движения нефти.

При автоматическом регулировании расхода, автоматический регулятор расхода на ИЛ УПР открывают на 100 % и выводят из режима автоматического регулирования расхода, чтобы исключить создание разности давления на регуляторе расхода (т.е. между УПР и ПУ (ТПР)).

• 6.5 Определение метрологических характеристик

  • 6.5.1 Определение метрологических характеристик УПР проводят с применением ПУ и (или) ТПР в минимальной, максимальной токах рабочего диапазона измерений расхода и точках между ними, расположенных с интервалом не более 20 % от максимального значения расхода УПР. В каждой точке рабочего диапазона измерений расхода проводят не менее пяти измерений.

Последовательность выбора точек расхода может быть произвольной.

При определении метрологических характеристик УПР определяют:

• - коэффициенты преобразования УПР в точках рабочего диапазона измерений расхода;

• - границу относительной погрешности УПР в рабочем диапазоне измерений расхода.

Определение метрологических характеристик УПР проводится согласно алгоритму, соответствующему МИ 3265-2010 «Рекомендация. ГСП. Ультразвуковые преобразователи расхода. Методика поверки на месте эксплуатации» и приведенному далее.

• 6.5.1.1 Определение метрологических характеристик УПР с применением ПУ

Для определения коэффициента преобразования УПР устанавливают выбранное значение расхода по показаниям УПР и проводят предварительное измерение для уточнения значения установленного расхода.

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

После стабилизации расхода и стабилизации температуры нефти проводят необходимое количество измерений.

Запускают поршень ПУ. При прохождении поршнем первого детектора в ИВК начинается отсчет количества импульсов, поступающих от УПР и времени прохождения поршня между детекторами. При прохождении поршнем второго детектора отсчет количества импульсов прекращается. Выполняют те же операции при обратном направлениях 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. При использовании обеих пар детекторов, за один проход поршня совершается два измерения.

В протокол поверки СИКН (таблица А.2, приложение А) записывают значения:

• - количество импульсов, поступивших от УПР за время i-ro измерения в j-й точке рабочего диапазона измерений расхода Nji, имп;

• - время i-ro измерения в j-й точке рабочего диапазона измерений расхода Tji, с;

• - температуру нефти при i-ом измерении в j-ой точке рабочего диапазона измерений расхода в ПУ, ИЛ с поверяемым УПР и в ПП tnvji, t упрц и tnnji, соответственно, °C;

• - избыточное давление нефти при i-м измерении в j-й точке рабочего диапазона измерений расхода в ПУ, ИЛ с поверяемым УПР и в ПП Pnvji, Pynpji и Pnnji, соответственно, МПа;

• - плотность нефти, измеренной ПП (или другим СИ плотности) при i-м измерении в j-й точке рабочего диапазона измерений расхода p_nnji, кг/м³.

При использовании показывающих СИ температуры и давления допускается фиксировать их показания один раз за период прохождения поршня ПУ.

• 6.5.1.2 Определение метрологических характеристик УПР с применением ТПР

Определение коэффициента преобразования ТПР в точке рабочего диапазона измерений расхода.

Переводят ИВК в режим определения коэффициентов преобразования ТПР.

При помощи регулятора расхода устанавливают необходимое значения расхода через ТПР.

Выбор значений расхода для ТПР определяется точками расхода, в которых будет проводиться определение метрологических характеристик УПР.

Коэффициент преобразования каждого ТПР определяется с применением ПУ.

В каждой выбранной точке расхода проводят не менее пяти измерений.

После стабилизации расхода и стабилизации температуры нефти проводят необходимое количество измерений.

По команде с ИВК запускают поршень ПУ.

При прохождении поршнем первого детектора в ИВК начинается отсчет количества импульсов, поступающих от ТПР и времени прохождения поршня между детекторами. При прохождении поршнем второго детектора отсчет количества импульсов прекращается. Выполняют те же операции при обратном направлении движения поршня. За одно измерение принимают движение поршня в прямом и обратном направлениях, количество импульсов и время прохождения поршня в прямом и обратном направлениях суммируют. При использовании обеих пар детекторов, за один проход поршня совершается два измерения.

В протокол поверки СИКН (таблица А.З, приложение А) записывают значения:

• - количества импульсов, поступивших от k-го ТПР за время i-ro измерения в j-й точке расхода N_jik, имп;

• - времени i-ro измерения в j-й точке рабочего диапазона измерений расхода T_jik, с;

• - температуры нефти при i-м измерении в j-й точке рабочего диапазона измерений расхода в ПУ, возле ТПР и возле ПП t_nyjik, t_Tnpjik и t_nnjj, соответственно, °C;

• - избыточного давления нефти при i-м измерении в j-й точке рабочего диапазона измерений расхода в ПУ, возле ТПР и возле ПП Р_ПУрк, Ртпрдк ^и ?пп дк » соответственно, МПа;

• - плотности нефти, измеренной ПП при i-м измерении в j-й точке рабочего диапазона измерений расхода p_jjk, кг/м³.

При использовании показывающих СИ температуры и давления допускается фиксировать их показания один раз за период прохождения поршня ПУ.

Измерения выполняют не менее пяти раз.

Определяют коэффициенты преобразования k-го ТПР при i-м измерении в j-й точке рабочего диапазона измерений расхода Кд_к, имп/м³, по формуле

где N_jjk - количество импульсов, поступивших от k-го ТПР за время i-ro измерения в j-й точке рабочего диапазона измерений расхода, имп;

• - объем нефти, прошедшей через k-й ТПР за время i-ro измерения в j-ой точке расхода, м³, вычисляется по формуле

CTL_nyilk -CPL_nviik

V_jik = V» • CTS_jik. CPS_jlk.       ^{ПУук ПУ)}'^к ,

С 1 b_TnPj_ik • СГb_TnPj_ik

рабочего диапазона измерений расхода, значение которого определяют по формуле

• - плотность нефти, измеренная ПП при i-м измерении в j-й точке рабочего диапазона измерений расхода и приведенная к стандартным условиям (температуре 15 °C и избыточном давлении, равном нулю), кг/м³; определяют в соответствии с приложением Г;

4np(ny)jik ” температура нефти при i-м измерении в j-й точке рабочего диапазона измерений расхода в ТПР (ПУ), °C;

CPL_Tnpjjk- поправочные коэффициенты, учитывающие влияние давления на объем нефти CPLnyjik ^в ТПР и ПУ соответственно. Определяют для значений давления нефти P_TnPjik и ^pnyjik^по формуле

CPI ^erLTnP(ny)jik _{п у} п       V

к ¹ Г tjik ^гТПР(ПУ)_Рк >

y_tjik - коэффициент сжимаемости нефти, 1/МПа. Определяют для значений температуры нефти t_Tnpjik и t_nyjik по формуле

® tk Р kmax '100- д/At ПУ     ТПР ’

пределы допускаемой абсолютной погрешности преобразователей температуры либо термометров в ПУ и возле ТПР соответственно, °C (из свидетельств о поверки);

наибольшее значение коэффициента объемного расширения нефти, °C’¹ (₽1апах ^{= таХ}(Р>));

Pjik        коэффициент объемного расширения нефти при температуре t^, °C'¹

(вычисляют по формуле Г.9 приложения Г);

®ивк “ граница неисключенной систематической погрешности, обусловленной погрешностью ИВК, % (принимают равной пределам допускаемой относительной погрешности ИВК при преобразовании входных электрических сигналов в значение коэффициента преобразования преобразователя расхода, % (из свидетельства о поверке ИВК)).

Определяют случайную составляющую погрешности k-го ТПР в j-ой точке рабочего диапазона измерений расхода e_jk, %, по формуле

^£jk ^_ t(),95jk ’S()jk ’                                                       0$)

квантиль распределения Стьюдента при доверительной вероятности 0,95 и числе измерений njk для k-го ТПР в j-й точке рабочего диапазона измерений расхода (определяют в соответствии с таблицей В.2 приложения В);

СКО среднего значения результатов определения коэффициента преобразования k-ого ТПР в j-й точке рабочего диапазона измерений расхода, %, вычисляют по формуле

(16)

Определяют относительную погрешность k-ого ТПР в j-ой точке рабочего диапазона

где t_£jk - коэффициент, зависящий от соотношения случайной и неисключенной систематической погрешностей в j-ой точке расхода и определяемый для к-ого ТПР по формуле

^gjk ⁺ @Sk

S()jk ⁺^0к

S_0k - СКО суммы неисключенных систематических погрешностей, %, значение которого определяют по формуле

⁺ ^tk ⁺⁹ИВК

3

(19)

S_Ljk - суммарное СКО результатов определения коэффициента преобразования к-ого ТПР в j-й точке рабочего диапазона измерений расхода, %, значение которого определяют по формуле

S_4k=7V+S_sk².                          (20)

Граница относительной погрешности к-ого ТПР 6_к, %, в j-й точке рабочего диапазона измерений расхода, должна удовлетворять следующему условию

5_к = max(8_jk).

Определяют объемный расход нефти через к-ый ТПР при i-м измерении в j-й точке рабочего диапазона измерений расхода Q_{j; к}, м³/ч, по формуле

(22)

Определяют объемный расход нефти через к-ый ТПР в j-й точке рабочего диапазона измерений расхода Q_jk, м³/ч, по формуле

(23)

Определяют метрологические характеристики УПР в выбранных точках рабочего диапазона измерений расхода.

Переводят ИВК в режим определения коэффициента преобразования УПР.

При помощи регуляторов расхода устанавливают необходимое значения расхода нефти через поверяемый УПР. Значение расхода нефти через поверяемый УПР задается количеством подключаемых ИЛ с отградуированными ТПР. При этом добиваются того, чтобы в каждой ИЛ с ТПР установилось значение расхода нефти с отклонением не более ±5 % от расхода, при котором предварительно были определены коэффициенты преобразования ТПР.

Стабилизацию температуры, давления и расхода нефти через УПР и ТПР контролируют по показаниям, на дисплее ИВК или показывающих СИ.

В протокол поверки СИКН (таблицы А.5, А.6, приложение А) заносят значения:

• - количества импульсов, поступивших от каждого k-го ТПР за время i-ro измерения в j-й точке рабочего диапазона измерений расхода N_Jlk, имп.;

• - количества импульсов, поступивших от УПР за время i-ro измерения в j-й точке рабочего диапазона измерений расхода N _jf, имп.;

• - расхода при i-м измерении в j-й точке рабочего диапазона измерений расхода Q_jf, м³/ч;

• - времени i-ro измерения в j-й точке рабочего диапазона измерений расхода Tj,, с;

• - температуры нефти при i-м измерении в j-й точке рабочего диапазона измерений расхода в УПР, возле каждого k-го ТПР, и возле ПП t_ynpji, t_Tnpjjk и t_nnjj, соответственно, °C;

• - избыточного давления нефти при i-м измерении в j-й точке рабочего диапазона измерений расхода в УПР, возле каждого k-го ТПР и возле ПП Р_УПр_п > Ртпрд ^и Pnnji’ соответственно, МПа;

• - плотности нефти, измеренной ПП при i-м измерении в j-й точке рабочего диапазона измерений расхода p_nnjj, кг/м³;

• - вязкости нефти, измеренной ур при i-м измерении в j-й точке рабочего диапазона измерений расхода, мм²/с.

Определяют коэффициенты преобразования УПР

Определяют коэффициенты преобразования УПР с применением ПУ

Коэффициенты преобразования У ПР при i-м измерении в j-й точке рабочего диапазона измерений расхода Kji, имп/м³, при приведении объема нефти, измеренного ПУ при i-м измерении в j-й точке рабочего диапазона измерений расхода, к условиям измерений объема нефти в УПР при i-м измерении в j-й точке рабочего диапазона измерений расхода, м³, определяют по формуле

N..

⁽²⁴⁾

• - количество импульсов, поступивших от УПР за время i-ro измерения в j-й точке рабочего диапазона измерений расхода, имп;

• - объем нефти, измеренный ПУ при i-м измерении в j-й точке рабочего диапазона измерений расхода, м³, приведенный к условиям измерений объема нефти в УПР при i-м измерении в j-й точке рабочего диапазона измерений расхода, вычисляется по формуле

CTL_nvii-CPL_nvii

V,, = V. - CTS„ -CPS„-------2^-,

Ji и       ji       ji рут       CPT

V, 1 L>_ynPjj • Vzri^yj-jpjj

- поправочный коэффициент, учитывающий влияние температуры стенок ПУ на вместимость измерительного участка ПУ при i-м измерении в j-й точке рабочего диапазона измерений расхода, значение которого определяют по формуле

CTS_j; =l + 3-a_t -(t_nyji -20),                                  (26)

где t_ynp_(ny)jj - температура нефти при i-м измерении в j-й точке рабочего диапазона измерений расхода в УПР (ПУ), °C;

CPL_ynPjj, - поправочные коэффициенты, учитывающие влияние давления на объем

CPL_ny      нефти в УПР и ПУ соответственно; определяют для значений давления

нефти P_ynpji и P_nyji по формуле

- коэффициент сжимаемости нефти, 1/МПа. Определяют для значений

температуры нефти t_ynpji и t_nyji по формуле

P_ynp(ny)ji “ избыточное давление нефти при i-м измерении в j-й точке рабочего диапазона измерений расхода в УПР (ПУ), МПа.

Определяют коэффициенты преобразования УПР с применением ТПР

Коэффициенты преобразования УПР при i-м измерении в j-й точке рабочего диапазона измерений расхода K_j;, имп/м³, определяют по формуле

к=1

(31)

где Njj   - количество импульсов, поступивших от УПР за время i-ro измерения в j-й точке

рабочего диапазона измерений расхода, имп.;

Z - количество ТПР, используемых для определения коэффициента преобразования УПР при i-м измерении в j-й точке рабочего диапазона измерений расхода;

V_jik - объем нефти, измеренный k-ым ТПР при i-м измерении в j-й точке рабочего диапазона измерений расхода и приведенный к условиям измерений объема нефти в УПР при i-м измерении в j-й точке рабочего диапазона измерений расхода, м³, вычисляется по формуле

N -СТТ -СРТ

У _ ^1NTnPjik ¹-^TnPjik ^^-^TnPjik                                       ,-у,

jik тл      СТТ      ОРТ                                            '

^lvTnPjk ^ynPji ^ynPji

поправочные коэффициенты, учитывающие влияние температуры на объем нефти в УПР и ТПР соответственно. Определяют для значений температуры нефти t_ynpjj и t_Tnpjik (температура нефти при i-м измерении в j-й точке

рабочего диапазона измерений расхода в k-ом ТПР, °C) по формуле (6);

- поправочные коэффициенты, учитывающие влияние давления на объем нефти в УПР и ТПР соответственно. Определяют для значений давления нефти Р_упр..и P_Tnpjik (избыточное давление нефти при i-м измерении в j-й

точке рабочего диапазона измерений расхода в k-ом ТПР, МПа) по формуле (8).

Определяют объемный расход нефти через УПР при i-м измерении в j-й точке рабочего диапазона измерений расхода Q_jS, м³/ч, по формуле

(33)

Определяют объемный расход нефти через УПР в j-й точке рабочего диапазона измерений расхода Qj, м³/ч, по формуле

j°i

^0,95 j

• - СКО неисключенных систематических погрешностей в рабочем диапазоне измерений расхода, %, значение которого определяют по формулам

а) при применении ПУ

0_V² + 0_А" +0_t² +0_Ивк²

S_z - суммарное CKO результатов определения коэффициента преобразования УПР в в рабочем диапазоне измерений расхода, %, значение которого определяют по формуле

<⁵³> Проверяют выполнение условия

5 <0,40%.                                   (54)

Если условие (54) не выполняется, то рекомендуется:

• - увеличить количество точек в рабочем диапазоне измерений расхода;

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

• - увеличить время измерения (при применении ПУ и ТПР). При повторном невыполнении (54) измерения прекращают.

• 6.5.2 Определение относительной погрешности измерений массы брутто нефти СИКН Относительную погрешность измерений массы брутто нефти с применением СИКН 6М_Б, %, определяют по формуле

8М _Б = ± 1,1 • ^8V² +G² • (8р² +Р² -10⁴ • ДТ² )+р² ■ 10⁴ • ДТ² +8N² ,

где 5V - относительная погрешность измерений объема нефти УПР % (из свидетельства о поверке);

5р - относительная погрешность измерений плотности нефти, %, вычисляется по формуле

5р = ДР_.1оо,                                   (56)

Р min

Др     - абсолютная погрешность измерений плотности нефти, кг/м³;

р_п1|п     - минимальное значение плотности нефти из диапазона измерений плотности

нефти, кг/м³;

ДТ_р,ДТ_у - абсолютная погрешности измерений температуры нефти при измерениях плотности и объема соответственно, °C;

Р       - коэффициент объемного расширения нефти, 1/°С (определяется по таблице

2);

5N - пределы допускаемой относительной погрешности ИВК при вычислении значений массы, %;

G      - коэффициент, вычисляемый по формуле

_g_1+2-P-T_v

где

температура нефти при измерениях плотности и соответственно,°C.

AW_B =

пределы допускаемой основной абсолютной погрешности влагомера, %, принимают равной ±0,05 %;

R_B,   - воспроизводимость методов определения массовой доли воды, массовой

концентрации хлористых солей и массовой доли механических примесей, значения которых приведены в ГОСТ 2477-14 «Нефть и нефтепродукты.

Кмп Метод определения содержания воды», ГОСТ 21534-76 «Нефть. Методы определения содержания хлористых солей» и ГОСТ 6370-83 «Нефть, нефтепродукты и присадки. Методы определения механических примесей» соответственно;

г_в,    - сходимость (повторяемость) методов определения массовой доли воды,

г        массовой концентрации хлористых солей и массовой доли механических

примесей, значения которых приведены в ГОСТ 2477, ГОСТ 21534 и ^гмп       ГОСТ 6370 соответственно;

W_B - массовая доля воды в нефти, измеренная в лаборатории, %; при вычислении массовой доли воды системой обработки информации по результатам измерений объемной доли воды влагомером, вычисляется по формуле

W_B=±^,                    (65)

Рн

Ф_в - объемная доля воды в нефти, измеренная влагомером, %;

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

W_XC=O,1-^,                       (66)

Рн

(p_xc - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм³ (г/м³);

W_Mn - массовая доля механических примесей в нефти, %.

Относительная погрешность измерений массы нетто нефти с применением СИКН не должна превышать ±0,6 %.

• 7.1 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке СИКН в соответствии с документом «Порядок проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке», утвержденным Приказом Минпромторга России от 02.07.2015 № 1815 (далее - порядок проведения поверки СИ).

На оборотной стороне свидетельства о поверке СИКН указывают диапазон измерений расхода и пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы (брутто, нетто) нефти.

• 7.2 При отрицательных результатах поверки СИКН к эксплуатации не допускают и выдают извещение о непригодности в соответствии с порядком проведения поверки СИ.

• 7.3 Результаты поверки СИКН оформляют протоколом по форме, приведенной в приложении А настоящей методики.

В ИВК вносят параметры градуировочной характеристики УПР в виде последовательности значений расхода либо частоты выходного сигнала УПР, и соответствующих им коэффициентов преобразования.

Проводят пломбировку УПР в соответствии с описанием типа.

Наносят знак поверки на свидетельство о поверке СИКН.

Приложение А

(обязательное)

Стр.__из

ПРОТОКОЛ

поверки резервной схемы учета системы измерений количества и показателей качества нефти № 722

АО «Транснефть - Западная Сибирь»

Заводской номер:

Наименование организации владельца:

Измеряемая среда:

Количество измерительных линий:

Диапазон измерений расхода: от до м³/ч

РЕЗУЛЬТАТЫ ПОВЕРКИ

А. 1 Комплектность технической документации:_____________________________________________________________(соответствует/не соответствует 6.1)

А.2 ПО СИКН:________________________________________________________________________________________________(соответствует/не соответствует 6.2)

А.З Внешний осмотр:____________________________________________________________________________________________(соответствует/не соответствует 6.3)

А.4 Опробование:__________________________________________________________________________________________________(соответствует/не соответствует 6.4)

А.5 Определение метрологических характеристик

А.5.1 Определение метрологических характеристик расходомера ультразвукового UFM 3030

У ПР: Тип________Зав. №__________

ПУ: Тип_________Зав./регистрационный номер №__________

ТПР1: Тип________Зав. №__________Линия №_____________

ТПРк: Тип________Зав. №__________Линия №_____________

ИВК: Тип________ Зав. №__________

Измеряемая среда_____________Температура, °C,_________Вязкость, мм²/с,_______

Таблица А.1 - Исходные данные

(продолжение)

Стр.__из

Таблица А.2 - Результаты измерений и вычислений при определении коэффициентов преобразования УПР с применением ПУ

Таблица А.З - Результаты измерений и вычислений коэффициентов преобразования k-го ТПР

Таблица А.4 - Результаты вычислений коэффициентов преобразования k-го ТПР в точках рабочего диапазона

(продолжение)

Стр.__из

Таблица А.5 - Результаты измерений и вычислений ТПР при определении коэффициентов преобразования УПР с применением ТПР

Таблица А.6 - Результаты измерений и вычислений УПР при определении коэффициентов преобразования с применением ТПР

(продолжение)

Стр.__из

Таблица А.7 - Результаты определения метрологических характеристик УПР в точках рабочего диапазона

Таблица А, 8 - Результаты определения метрологических характеристик У ПР в рабочем диапазоне

Относительная погрешность измерений установленным в 6.5.1 пределам:_______________________(соответствует/не соответствует)

А.5.2 Определение относительной погрешности измерений массы брутто нефти

Таблица А.9 - Результаты измерений и вычислений при определении относительной погрешности измерений массы брутто нефти

Результат вычислений относительной погрешности измерений массы брутто нефти СИКН установленным в 6.5.2 пределам:________(соответствует/не соответствует)

А.5.3 Определение относительной погрешности измерений массы нетто нефти

Таблица А. 10 - Результаты измерений и вычислений при определении относительной погрешности измерений массы нетто нефти

Результат вычислений относительной погрешности измерений массы нетто нефти СИКН установленным в 6.5.3 пределам: ________(соответствует/не соответствует)

Подпись лица, проводившего поверку:__________________________ (Ф.И.О.)

Дата проведения поверки:______________

Примечания

• 1 Таблица 1 (столбцы 10, 13) и таблицы 3-6 заполняются только при определении метрологических характеристик УПР с применением ТПР.

• 2 Таблица 2 заполняют только при определении метрологических характеристик УПР с применением ПУ.

(рекомендуемое)

Принципиальная схема соединений УПР, ПУ (ТПР)

(справочное)

Значения коэффициента линейного расширения и модуля упругости материала стенок ПУ, коэффициента Стьюдента

В.1 Коэффициент линейного расширения и модуль упругости материала стенок ПУ определяют по таблице В.1.

Таблица В.1 - Значения коэффициента линейного расширения и модуля упругости материала стенок ПУ

В.2 Значения коэффициентов Стьюдента при доверительной вероятности Р = 0,95 и количестве измерений определяют по таблице В.2.

Таблица В.2 - Значения коэффициентов Стьюдента при доверительной вероятности Р = 0,95

(продолжение)

Р15(2) рут . СРТ

1 JL/^2^ * v-^JL jL/^2)

Г.2.5 В формулы (Д.З) и (Д.5) вместо р₁₅ подставляют значение р₁₅₍₂₎и вычисляют значения CTL(3) и СРЬ(з).

Г.2.6 Заканчивают процесс определения р_]5 при выполнении условия

|P15(i+l) "P15(i) I —     1 •                                                        (Г.8)

Г.З Значение коэффициента объемного расширения нефти р, °C'¹, при температуре t определяют по формуле

р = а₁₅+1,6-а₁₅²-(t-15).

(справочное)

Методика анализа результатов измерений на наличие промахов

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

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

jik(ji) “ ^jk(j))

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

Kjik(ji) - значение коэффициента преобразования для i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений расхода, имп/м³;

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

Примечание- При Sj_kg) < 0,001 принимаем Sj_k(j) = 0,001.

Наиболее выделяющееся соотношение U:

Если значение U больше или равно значению h, взятому из таблицы Д.1, то результат измерения должен быть исключен как промах.

Таблица Д.1 - Критические значения для критерия Граббса

30