Методика поверки «Государственная система обеспечения единства измерений СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ № 656 НА ЦПС ЮГ НОВОПОРТОВСКОГО НГКМ ООО «ГАЗПРОМНЕФТЬ-ЯМАЛ»» (ВЯ.10.1703075.00 МП)

Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии (Госстандарт) Федеральное бюджетное учреждение

«Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Тюменской области, Ханты-Мансийском автономном округе - Югра, Ямало-Ненецком автономном округе»

(ФБУ «Тюменский ЦСМ»)

УТВЕРЖДАЮ

И.о. директора

ФБУ «Тюменский ЦСМ»

ФБУ

£(1 «Тюменский * |х

ЦСМ» /Ъа/

Д.С. Чередников 2020 г.

Государственная система обеспечения единства измерений

Методика поверки

ВЯ.10.1703075.00 МП

Тюмень

2020

ФБУ «Тюменский ЦСМ»

Начальник отдела МОП

Л.А. Каражова

Инженер по метрологии 2 категории

М.Е. Майоров

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти № 656 на ЦПС Юг Новопортовского НГКМ ООО «Газпромнефть-Ямал», заводской номер 656.

Инструкция устанавливает порядок проведения первичной и периодической поверки СИКН.

Интервал между поверками - 1 год.

В настоящем документе приняты следующие сокращения:

ИК - измерительный канал;

MX - метрологические характеристики;

ПО - программное обеспечение;

per. № - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений:

СКО - среднее квадратическое отклонение;

СИКН - система измерений количества и показателей качества нефти;

СИ - средства измерений;

МИР - массовый преобразователь расхода;

ТПУ - трубопоршневая поверочная установка.

При проведении поверки выполняют следующие операции:

• 1.1 Внешний осмотр (6.1).

• 1.2 Опробование (6.2).

• 1.3 Определение метрологических характеристик (6.3).

• 2.1 Поверочная установка с диапазоном воспроизведения значений расхода, обеспечивающим определение метрологических характеристик ИК массового расхода, в том числе трубопоршневая поверочная установка (рабочий эталон 2-го разряда согласно государственной поверочной схеме для средств измерений массы и объема жидкости, утвержденной приказом Госстандарта от 07.02.2018 № 256).

• 2.2 Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

• 3.1 При организации и производстве работ по поверке СИКН необходимо выполнять требования безопасности, изложенные в следующих документах:

  • 3.1.1 «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности»,

утвержденные приказом Ростехнадзора от 12.03.2013  № 101 «Об утверждении

Федеральных норма и правил в области промышленной безопасности» ;

• 3.1.2 ПУЭ «Правила устройства электроустановок»;

• 3.1.3 Федеральный закон от 10.01.2002 г. № 7-ФЗ «Об охране окружающей среды» и другие законодательные акты по охране окружающей среды, действующие на территории РФ:

• 3.1.4 Эксплуатационные документы СИ, входящих в состав СИКН;

• 3.1.5 Эксплуатационные документы на средства поверки и вспомогательное оборудование;

• 3.1.6 Инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти № 656 на ЦГ1С Юг Новопортовского НГКМ ООО «Газпромнефть-Ямал».

• 3.1.7 Методики поверки СИ, входящих в состав СИКН.

• 4.1 Параметры измеряемой среды при проведении поверки должны соответствовать указанным в описании типа СИКН.

• 4.2 Определение относительной погрешности ИК массового расхода проводят в рабочем диапазоне входящего в его состав МПР, при этом рабочий диапазон не должен превышать диапазон измерений расхода СИКН. Рабочий диапазон МПР указывают в заявке на проведение поверки СИКН.

• 5.1 Проверяют наличие действующих знаков поверки, нанесенных на СИ и /или свидетельства о поверке и /или паспорта (формуляры) следующих средств измерений, находящихся в составе СИКН:

• - датчики температуры (термопреобразователи сопротивления в комплекте с измерительными преобразователями), находящиеся в составе БИЛ, БИК и блоке ТПУ;

• - датчики избыточного давления, находящиеся в составе БИЛ. БИК и блоке ТПУ;

• - поточный влагомер;

• - поточный плотномер;

• - трубопоршневая поверочная установка;

• - измерительно-вычислительный комплекс.

• 5.2 Перед проведением поверки выполняют следующие операции:

• - установка и соединение с эталонными и вспомогательными СИ;

• - проверяют заземление средств измерений, работающих под напряжением;

• -  проверяют герметичность (отсутствие протечек) системы;

• -  проводят установку нуля, конфигурирование сигналов (при необходимости);

• - представители сдающей и принимающей сторон определяю способ (в первичном электронном преобразователе или в СОИ) и вид реализации градуировочной характеристики МПР.

• 6.1 Внешний осмотр

При внешнем осмотре должно быть установлено соответствие СИКН следующим требованиям:

• - комплектность СИКН должна соответствовать технической документации;

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

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

• 6.2 Опробование

Опробование проводят в соответствии с инструкцией по эксплуатации СИКН. При опробовании проверяют работоспособность средств измерений СИКН без определения метрологических характеристик. Результаты проверки считаются удовлетворительными, если показания средств измерений устойчивые, значения параметров лежат в установленном пределе и в списке внештатных ситуации отсутствуют информация о сбоях систем СИКН.

• 6.2.1 Подтверждение соответствия программного обеспечения.

При проведении проверки идентификационных данных ПО проверяют соответствие номера версии и идентификационного наименования ПО, указанного в описании типа.

Для просмотра идентификационных данных ПО ИВК «OCTOPUS-L» необходимо в меню «СИСТ. ПАРАМЕТРЫ», выбрать подпункт «Прошивка».

Для просмотра идентификационных данных ПО автоматизированного рабочего места оператора необходимо нажать «Версия» в главном окне.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Результаты проверки считаются удовлетворительными, если показания средств измерений устойчивые, значения параметров лежат в установленном пределе и в списке внештатных ситуации отсутствуют информация о сбоях систем СИКН. а идентификационные данные ПО соответствуют приведенным в таблице 1.

• 6.3 Определение метрологических характеристик

  • 6.3.1 Определение относительной погрешности измерительного канала массового расхода

    • 6.3.1.1 Определение относительной погрешности измерительного канала массового расхода проводят не менее чем в трех точках диапазона (далее - точках расхода), включая минимальное и максимальное значение. В каждой точке расхода проводят не менее пяти измерений.

Устанавливают выбранное значение массового расхода по показаниям МПР. Отклонение значения массового расхода от установленного значения в процессе поверки не должно превышать 2,5 %.

Для каждого i-ro измерения в каждой j-й точке расхода проводят регистрируют и записывают в протокол:

- время прохождения поршнем калиброванного участка ТПУ:

-значение массового расхода:

• - количество импульсов, выдаваемое массомером за время одного измерения:

• - значения температуры и давления рабочей жидкости в ТПУ;

-значение плотности рабочей жидкости, измеренное поточным плотномером;

• - значения температуры и давления рабочей жидкости в поточном плотномере.

• 6.3.1.2 Результаты измерений заносят в протокол. Форма протокола приведена в приложении А. При заполнении протокола результаты измерений и вычислений

округляют в соответствии с таблицей 2.

Таблица 2 - Точность представления результатов измерений и вычислений

• 6.3.1.3 Массу рабочей жидкости, определенную с помощью ТПУ за время i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода М™³ , т, вычисляют по формуле:

  
  

  (1)

где         - вместимость калиброванного участка ТПУ, приведенная к рабочим

условиям, м

р¹,'^ - плотность нефти, измеренная поточным ПП и приведенная к рабочим условиям ТПУ при i-м измерении в j-й точке расхода, кг/м'.

V"'^y=Vj^ny-[l+3-a,-(tJ^ny-20)]-(l+0,95-^^)              (2)

где У_о™ - вместимость калиброванного участка ТПУ при стандартных условиях (температура 20 °C и избыточное давление 0 МПа), м³;

а, - коэффициент линейного расширения материала стенок КП. 1 /°C;

t⁷/⁷⁵ - среднее значение температуры нефти в ТПУ за время i-oro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, °C;

Р''^1У - среднее значение избыточного давления нефти в ТПУ за время i-oro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода. МПа;

D - внутренний диаметр калиброванного участка ТПУ, мм;

S - толщина стенок калиброванного участка ТПУ, мм;

Е - модуль упругости материала стенок калиброванного участка ТПУ. МПа.

.                    (3)

р¹-'¹ -плотность нефти за время i-oro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, кг/м³;

Д_/( - коэффициент объёмного расширения нефти, 1/°С (Приложение Б);

Yj, - коэффициент сжимаемости нефти, 1/МПа (Приложение Б).

Дальнейшую обработку результатов измерений проводят в зависимости от способа реализации по 6.3.1.4 или 6.3.1.5.

• 6.3.1.4 Реализация градуировочной характеристики в первичном электронном преобразователе

Значение массы нефти брутто за время i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода т, снимают с монитора АРМ-оператора СИКН.

Для каждого i-ro измерения в j-й точке расхода определяют значения массы рабочей жидкости, измеренные с помощью СИКН (М₎₇):

(4)

где Nj, - количество импульсов выдаваемое МПР при i-ом измерении в j-й точке диапазона измерений массового расхода, имп;

КБконф - коэффициент преобразования по импульсному выходу, имп/т.

Определяют коэффициент коррекции измерения массы при i-ом измерении в j-й точке диапазона измерений массового расхода МБ/

А.4 ^{1 1У}

^МРР=П£-‘^МР%п^П                       <⁵)

где MF'X” ~ коэффициент коррекции измерений массы, установленный в МПР по результатам поверки.

Вычисляют среднее арифметическое значение коэффициента коррекции в j-й то точке рабочего диапазона измерений массового расхода MF₇ :

MF,= _n

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

СКО результатов измерений в рабочем диапазоне измерений массового расхода

C„=tⁱ⁼"⁼¹_v-----ЮО

Проверяют выполнение условия:

S”L<0.03 %

При выполнении данного условия продолжают обработку результатов измерений.

При невыполнении условия (8) дальнейшую обработку результатов прекращают, выясняют и устраняют причины. Повторно проводят измерения.

Вычисляют среднее арифметическое значение коэффициента коррекции      по

формуле:

=                                          (9)

где in - количество точек разбиения рабочего диапазона.

Вычисляют значение градуировочного коэффициента К_гр по формуле

K^K^MF^                (10)

где            - градуировочный коэффициент, установленный в первичном

электронном преобразователе.

• 6.3.1.5 Реализация градуировочной характеристики в системе обработки информации

Вычисляют значение А'-фактора для /-го измерения в j-й точке расхода KF_n. и мп/т, по формуле

^KFj,=м^^у                            (Ji)

Вычисляют среднее значение А’-фактора для /-й точки расхода KF, , имп/т. по формуле

Л,

— <¹²>

В зависимости от вида реализации градуировочной характеристики оценивают СКО результатов определений средних арифметических значений А'-фактора для точек расхода:

- в рабочем диапазоне S^_an , %, если градуировочную характеристику реализуют в виде постоянного значения А’-фактора в рабочем диапазоне:

(13)

- в каждом к-м поддиапазоне расхода S*^f , %, если градуировочную характеристику реализуют в виде кусочно-линейной аппроксимации:

(14)

При выполнении условия (8) продолжают обработку результатов измерений.

При невыполнении условия (8) дальнейшую обработку результатов прекращают, выясняют и устраняют причины. Повторно проводят измерения.

• 6.3.1.6 Случайную и систематическую составляющие погрешности и относительную погрешность определяют в зависимости от способа и вида реализации граду и ро во ч н о й характери сти ки.

Границу неисключенной систематической погрешности СИКН в рабочем диапазоне измерений массового расхода вычисляют по формулам:

- при реализации градуировочной характеристики в первичном электронном п реобразователе:

- при реализации градуировочной характеристики в системе обработки информации в виде постоянного значения А'-фактора:

- при реализации градуировочной характеристики в системе обработки информации в виде кусочно-линейной аппроксимации:

где 5тпу - пределы допускаемой относительной погрешности ТПУ. %:

бин - пределы допускаемой относительной погрешности ПП. %, определяют по формуле:

где Дпп - пределы допускаемой абсолютной погрешности ПП, кг/м’;

pniimin - минимальное значение плотности нефти за время проведения поверки, кг/м³;

0t - составляющая систематической погрешности, обусловленная погрешностью измерения температуры. %, определяют по формуле:

(19)

где р_жп>ах - максимальное значение коэффициента сжимаемости нефти, 1/°С; Atniy, Atnn - пределы допускаемой абсолютной погрешности датчиков температуры, используемых для измерения температуры нефти в ТПУ и Г1П. соответственно, °C;

5к - пределы допускаемой относительной погрешности ИВК при вычислении К-фактора МНР, %;

0mf - составляющая систематической погрешности, вызванная усреднением коэффициента коррекции в рабочем диапазоне, %, определяют по формуле:

Окрдиап - составляющая систематической погрешности, обусловленная аппроксимацией градуировочного коэффициента в рабочем диапазоне, %, определяют по формуле:

/Пил

Orf и - составляющая систематической погрешности, обусловленная аппроксимацией градуировочного коэффициента в к-м поддиапазоне расхода, %:

So мае - пределы относительной погрешности стабильности нуля МПР. %. определенная по формуле:

4л.ае=ТТ—ЮО                           (23)

Vmin

So «ack - пределы относительной погрешности стабильности нуля МПР, %, определенная по формуле:

<U*=7j--ЮО                       (24)

'Vk min где Октт - минимальное значение расхода в к-м поддиапазоне, т/ч.

I раницу случайной погрешности СИКН в рабочем диапазоне расхода при доверительной вероятности Р=0.95. вычисляют по формулам:

- при реализации градуировочной характеристики в первичном электронном преобразователе:

• -  при реализации градуировочной характеристики в системе обработки информации в виде постоянного значения /^-фактора:

^£=^0,Э5’^диап                                       (26)

• -  при реализации градуировочной характеристики в системе обработки информации в виде кусочно-линейной аппроксимации:

^0,95’5*                                             (27)

где to.95 - квантиль распределения Стьюдента для количества измерений в рабочего диапазоне измерений массового расхода (Приложение В).

Относительную погрешности СИКН в рабочем диапазоне расхода при доверительной вероятности Р=0.95:

- при реализации градуировочной характеристики в первичном электронном преобразователе:

если

Z_{p}\0^+e) если

9

- при реализации градуировочной информации в виде постоянного значения /^-фактора:

>8

"^М7^_>о ^диап

- при реализации градуировочной информации в виде кусочно-линейной аппроксимации:

если

Z_lPi-((^_k + e) если

где Z₍i>) - коэффициент, зависящий от соотношения случайной и неисключенной систематической погрешностей (Приложение В).

Результат считают положительным, если значение относительной погрешности измерения массы брутто нефти не превышает ± 0,25 % - для рабочей ИЛ, ±0,20 % - для контрольно-резервной ИЛ.

Если данные условия не выполняются, то рекомендуется:

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

• - в случае, если градуировочная характеристика массомера реализуется в первичном электронном преобразователе в виде постоянного значения градуировочного коэффициента или коэффициента коррекции или в СОИ в виде постоянного значения К-фактора в рабочем диапазоне - уменьшить рабочий диапазон измерений массового расхода;

• - в случае, если градуировочная характеристика массомера реализуется в СОИ в виде кусочно-линейной аппроксимации - увеличить количество точек разбиения рабочего диапазона (уменьшить поддиапазон) расхода.

При повторном невыполнении данных условий поверку прекращают.

По результатам определения относительной погрешности ИК массового расхода нефти, в зависимости от способа и вида реализации, вводят градуировочную характеристику:

а) в первичный электроный преобразователь МПР в виде постоянного значения МЕдиап ••• (ИЛИ К.гр' ...).

б) в СОИ в виде постоянного значения KF_;l,_ian⁼... имп/т;

в) в СОИ в виде кусочно-линейной аппроксимации значений KFj=... имп/т для каждого поддиапазона.

• 6.3.2 В случае положительного результата делают вывод о подтверждении соответствия СИКН установленным метрологическим требованиям и пригодности к дальнейшему применению с пределами допускаемой относительной погрешности измерения массы брутто нефти ± 0.25 %, массы нетто нефти ± 0.35 %.

• 7.1 Результаты определения относительной погрешности измерительного канала массового расхода оформляют в виде протоколов в соответствии приложением А. Допускается оформлять протоколы определения относительной погрешности измерительного канала массового расхода с использованием ИВК обеспечивающего формирование протоколов поверки МПР по МИ 3151-2008.

• 7.2 Если результат поверки положителен, на СИКН оформляется свидетельство о поверке. На обратной стороне свидетельства указываются следующие данные:

-диапазон расходов по СИКН;

• - пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти;

• - пределы допускаемой относительной погрешности измерений масса нетто нефти.

• 7.3 Если результат поверки отрицательный, СИКН к эксплуатации не допускается, свидетельство о поверке аннулируют и выдают извещение о непригодности.

Форма протокола определения относительной погрешности измерительного канала массового расхода нефти

Протокол №___

Место проведения__________________, ИЛ №_______________________

СРМ_____________________________, зав. №______________________

ТПУ______________________________, зав. №_______________________

ПП________________________________, зав. №________________________

ИВ К_______________________________, зав. №________________________

Рабочая жидкость___________________

Таблица А.1 - Исходные данные

Окончание таблицы А.1

Таблица А.2 - Результаты измерений и вычислений

Окончание таблицы А.2

Таблица А.З - Значения коэффициентов, использованных при вычислениях

Таблица А.4 - Результаты поверки (при реализации ГХ в ПЭП)

Таблица А.5 - Результаты поверки (при реализации ГХ в СОИ в виде постоянного значения К-фактора)

Таблица А.6 - Результаты поверки (при реализации ГХ в СОИ в виде кусочно-линейной аппроксимации значений КГ, )

Заключение: ИК к дальнейшей эксплуатации _________________

(годен, не годен)

Примечание - При оформлении протокола результаты поверкизаносят в одну из таблиц А.4—А.6. в зависимости от способа и вида реализации градуировочной характеристики.

Определение коэффициентов объемного расширения и сжимаемости нефти

Коэффициент сжимаемости y_t, 1/МПа. рассчитывают по формуле:

( 1 САЛОЛ ААААПЛСПА. 0,87096 • 10^G 4,2092" Г 10 \ _{л п}-3

у₍=exp I -1,62080+0,00021592 • Г+—----₅-----+ ----2------) • 10           (Б. 1)

Р15            Р15

где / - температура нефти, °C;

pis - плотность нефти при температуре 15 °C, 1/°С.

(Б.2) где Pt - коэффициент объёмного расширения нефти при температуре /, 1/°С;

pis - коэффициент объёмного расширения нефти при температуре 15 °C, 1/°С, рассчитываемый по формуле:

_а _ 613,9723 Р\Ъ— 2

Р15

Значение плотности нефти при температуре t, °C, и избыточном давлении Л МПа. рассчитывают по формуле:

_A_S'exp|-/As-(t-15)-[l+0,8-A₅-(t-15)]|

/’.г-               1__У1.р

Значение плотности нефти при 15 °C находят методом последовательных приближений, используя итерационный метод «прямых подстановок» по следующему алгоритму:

Измеренное значение плотности подставляют в формулы (Б.1) и (Б.З) вместо значения плотности нефти при 15 °C и вычисляют коэффициент объёмного расширения и коэффициент сжимаемости в первом приближении.

• 1. Измеренное значение плотности и вычисленные в первом приближении коэффициент объёмного расширения и коэффициент сжимаемости подставляют в формулу (Б.4) и определяют значение плотности нефти при 15 °C в первом приближении.

• 2. Значение плотности нефти при 15 °C, вычисленное в первом приближении, подставляют в формулы (Б.1) и (Б.З) и вычисляют коэффициент объёмного расширения и коэффициент сжимаемости во втором приближении.

• 3.  Расчет плотности нефти при 15 °C продолжают до тех пор. пока его значение не перестанет изменяться более чем на 0.01 кг/м'. За результат определения плотности нефти при 15 °C принимают значение, полученное в последнем приближении.

Определение значений квантиля распределения Стьюдента и коэффициента Z_(P)

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

Продолжение таблицы В.1

Значение коэффициента Z_(P) в зависимости от величины соотношения Ov/S'^ определяют из таблицы Б.2.

Таблица В.2 - Значение коэффициента Z_(P) при Р = 0,95