Методика поверки « ИНСТРУКЦИЯ Государственная система обеспечения единства измерений Установки измерительные групповые автоматизированные «АГЗУ-120М»-4,0-1-700, «АГЗУ-120М»-4,0-1-1500, «АГЗУ-120М»-4,0- 10-1500, «АГЗУ-120М»-4,0-14-1500» (НА ГНМЦ 0169-17 МП)

УТВЕРЖДАЮ

Директор ОП ГНМЦ

Немиров М.С

АО «Нефтеавтоматика»

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Установки измерительные групповые автоматизированные «АГЗУ-120М»-4,0-1-700, «АГЗУ-120М»-4,0-1-1500, «АГЗУ-120М»-4,0-10-1500, «АГЗУ-120М»-4,0-14-1500

Методика поверки

НА.ГНМЦ.0169-17 МП

Казань

2017

Обособленным подразделением Головной научный метрологический центр АО «Нефтеавтоматика» в г.Казань

(ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика»)

аттестат аккредитации № RA.RU.311366 от 27.07.2017г. Крайнов М.В.,

Гордеев Е.Ю.

Настоящая инструкция распространяется на установки измерительные групповые автоматизированные «АГЗУ-120М»-4,0-1-700, «АГЗУ-120М»-4,0-1-1500, «АГЗУ-120М»-4,0-10-1500,  «АГЗУ-120М»-4,0-14-1500 (далее - Установки) и

устанавливает методику их первичной (при выпуске из производства и после ремонта) и периодической поверки.

Межповерочный интервал: четыре года.

При проведении поверки выполняют следующие операции:

• 1.1 Внешний осмотр (п.п. 6.1);

• 1.2 Подтверждение соответствия программного обеспечения (далее - ПО) системы (п.п. 6.2);

• 1.3 Опробование (п.п. 6.3);

• 1.4 Определение метрологических характеристик (далее - MX).

• 2.1 При проведении поверки проливным способом применяют рабочий эталон 1 или 2 разрядов по ГОСТ 8.637-2013 (далее - рабочий эталон).

• 2.2 При проведении поверки поэлементным способом применяют средства поверки в соответствии с документами на поверку средств измерений, входящих в состав Установок.

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

• 2.4 Эталоны единиц величин, используемые при поверке СИ, должны быть аттестованы в соответствии с Положением об эталонах единиц величин, используемых в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 23 сентября 2010 г. N 734 «Об эталонах единиц величин, используемых в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений». Вспомогательное оборудование должно быть аттестовано в установленном порядке.

При проведении поверки соблюдают требования, установленные:

• - Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности;

• - Правилами безопасности при эксплуатации используемых СИ, приведенными в их эксплуатационной документации;

• - Правилами технической эксплуатации электроустановок;

• - Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей.

• 4.1 При проведение поверки Установок с применением эталонов по ГОСТ 8.637-2013 (кроме мобильных эталонных установок, работающих на реальных измерительных средах и применяемых при поверки Установок на месте эксплуатации) соблюдают условия, приведенные в таблице 1.

Таблица 1 - Условия проведения поверки

4.2 При проведении поверки поэлементным способом соблюдают условия в соответствии с требованиями НД на поверку СИ, входящих в состав Установки.

• 5 Подготовка к поверке

  • 5.1 Подготовку к поверке проводят в соответствии с руководством по эксплуатации Установки и НД на поверку СИ, входящих в состав Установки.

  • 5.2 Средства измерений, входящие в состав Установки, должны быть поверены и иметь действующие свидетельства о поверке или оттиски поверительных клейм.

• 6.1 Внешний осмотр и проверка комплектности технической документации

  • 6.1.1 При внешнем осмотре и проверке комплектности технической документации должно быть установлено соответствие Установки следующим требованиям:

• - наличие эксплуатационно-технической документации на Установку и СИ, входящие в состав Установки;

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

• - надписи и обозначения на компонентах Установки должны быть четкими и соответствующими эксплуатационно-технической документации;

• - целостность поверительных пломб или оттисков поверительных клейм на средствах измерениях, входящих в состав Установки (при их наличии).

• 6.1.2 Результаты осмотра считают удовлетворительными, если выполняются вышеуказанные требования.

• 6.1.3 В случае неудовлетворительных результатов внешнего осмотра поверку прекращают.

• 6.2 Подтверждение соответствия ПО.

  • 6.2.1 На основном экране сенсорной панели нажать кнопку «Настройки». В открывшемся экране открыть вкладку «Общие». В нижнем правом углу этого экрана, указана информация о наименовании и текущей версии ПО, цифровой идентификатор ПО контроллера. Полученные данные заносят в протокол по форме приложения А.

  • 6.2.2 Если идентификационные данные ПО, указанные в описании типа Установки, и полученные в ходе выполнения п.6.2.1 идентичны, то делают вывод о подтверждении соответствия ПО АГЗУ программному обеспечению, зафиксированному во время проведения испытаний в целях утверждения типа, в противном случае результаты поверки признают отрицательными.

• 6.3 Опробование

  • 6.3.1 Опробование СИ, входящих в состав Установки, при поэлементном способе поверки проводят в соответствии с НД на их поверку.

  • 6.3.2 Опробование Установки проводят с помощью рабочего эталона, либо с применением эталона 2 разряда по ГОСТ 8.637-2013 на коллекторе скважины (при поверке на месте эксплуатации). Опробование Установки проводят путем изменения параметров потока и качественной оценки реакции на такое изменение.

Результаты опробования считают удовлетворительными, если при увеличении (уменьшении) значения параметров потока соответствующим образом изменялись показания Установки.

• 6.4 Определение MX Установки.

  • 6.4.1 Определение MX Установки проводят одним из двух способов:

• - поэлементным способом;

• - проливным способом.

• 6.4.2 Проведение поверки поэлементным способом.

  • 6.4.2.1 Определение MX СИ, входящих в состав Установки, при поверке поэлементным способом, проводят в соответствии с методиками поверки, указанных в описании типа данных СИ.

  • 6.4.2.2 Относительную погрешность Установки при измерении массы и массового расхода жидкости, 6М_Ж, %, определяют по формуле

6M_x=±1,lj6²₊5²,                                   (1)

где бм - пределы допускаемой основной относительной погрешности счетчика-расходомера массового при измерении массы и массового расхода жидкости, %;

6_N - пределы допускаемой относительной погрешности системы обработки информации (СОИ) по каналу измерений массы, %.

Значение относительной погрешности Установки при измерении массы и массового расхода жидкости 6М_Ж, %, не должно превышать ± 2,5%.

• 6.4.2.3 Определение относительной погрешности Установки при измерении объема и объемного расхода нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям.

  • 6.4.2.3.1 Относительную погрешности измерений объема и объемного расхода нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, 6V_rc, %, при использовании массового расходомера, определяют по формуле

5V_rc = ±1,1 ■ ^бМ² ₊ бр² ₊ б²_{0и +} б²_0п, ₊ б²_опр ,                          (2)

где 6М_ГС - пределы допускаемой основной относительной погрешности счетчика-расходомера массового при измерении массы нефтяного газа, %;

бр_г - относительная погрешность определения плотности нефтяного газа, %;

б_СОц - допускаемая относительная погрешность СОИ по каналу измерений объема нефтяного газа, %;

б_доп1 - дополнительная погрешность счетчика-расходомера массового от влияния температуры рабочей среды, %;

5_допр - дополнительная погрешность счетчика-расходомера массового от влияния давления рабочей среды, %.

• 6.4.2.3.2 Относительную погрешности измерения объема и объемного расхода нефтяного газа, 6V_rc, %, при использовании объемного расходомера-счетчика вычисляют по формуле

5V_rc ±1,1^6V_r²+(©_р бр)² +(0_Т 6Т)²+б² ,                         (3)

где 6V_r - допускаемая относительная погрешность измерений объема нефтяного газа в рабочих условиях, %;

бр - допускаемая относительная погрешность преобразователя давления при измерениях в рабочих условиях, %;

6Т -допускаемая относительная погрешность преобразователя

температуры при измерениях в рабочих условиях, %;

б_к - относительная погрешность вычисления коэффициента сжимаемости свободного нефтяного газа по ГОСТ 30319.2, %;

0i - коэффициент влияния соответствующей величины на коэффициент сжимаемости свободного нефтяного газа.

Коэффициенты влияния 0_Р, 0_Т вычисляют по следующим формулам ЛК₀ п

^0р “¹~“Kp~‘k’

где Лр=0,001 МПа, ЛТ=0,01 К приращения давления и температуры при стандартных условиях, соответственно;

ЛК_Р - изменение значения коэффициента сжимаемости при изменении давления на величину Лр;

ЛКт - изменение значения коэффициента сжимаемости при изменении температуры на величину ЛТ.

• 6.4.2.3.3  Значение относительной погрешности измерений объема и объемного расхода нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям, не должно превышать ± 5 %.

• 6.4.3 Определение пределов допускаемой относительной погрешности Установки при измерении массы и массового расхода сырой нефти, объема и объемного расхода нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям, с применением рабочего эталона (проливной способ поверки).

Относительную погрешность Установки при измерении массы и массового расхода сырой нефти, объема и объемного расхода нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям, определяют сравнением значений каждого параметра, измеренного Установкой, со значениями соответствующего параметра, измеренного рабочим эталоном.

Определение относительных погрешностей Установки производят на комбинации двух значений расхода жидкостей и газа (О_Ж1, Qri! Q«2, Qr2) при трех значениях объемной доли воды (10%, 40%, 90%).

В каждой точке проводят не менее трех измерений.

• 6.4.3.1 Относительную погрешность i-ro измерения массы и массового расхода сырой нефти в j-й точке, бО_жу, %, определяют по формуле

50^ = -°”^ ЮО,                            (6)

где Q_xjj - массовый расход жидкости (сырой нефти), измеренный Установкой, т/ч;

Q< - массовый расход жидкости (сырой нефти), измеренный рабочим эталоном, т/ч.

Значение относительной погрешности измерений массы и массового расхода сырой нефти при каждом измерении не должно превышать ±2,5 %.

• 6.4.3.2 Относительную погрешность i-ro измерения объема и объемного расхода газа, приведенных к стандартным условиям, в j-й точке, бО_гу, %, определяют по формуле

Q -Q³

6Q_rij=^—^Ю0,                            (7)

Ufij

где Q_riJ - объемный расход газа, приведенный к стандартным условиям, измеренный Установкой, м³/ч;

Q3 - объемный расход газа, приведенный к стандартным условиям, измеренный рабочим эталоном, м³/ч.

Значение относительной погрешности измерений объема и объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям, при каждом измерении не должно превышать ±5,0 %.

• 6.4.4 Определение пределов допускаемой относительной погрешности Установки при измерении массы и массового расхода сырой нефти, объема и объемного расхода нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям, с применением рабочего эталона 2 разряда на месте эксплуатации.

Относительную погрешность Установки при измерении массы и массового расхода сырой нефти, объема и объемного расхода нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям, определяют сравнением значений каждого параметра, измеренного Установкой, со значениями соответствующего параметра, измеренного рабочим эталоном 2 разряда, используя в качестве измеряемой среды газожидкостную смесь, поступающую из скважины.

Определение относительных погрешностей Установки производят на трех скважинах, подключенных к Установке, с различными значениями по расходу сырой нефти, влагосодержанию сырой нефти и расходу нефтяного газа, скважины выбирают таким образом, чтобы максимально охватить весь рабочий диапазон расходов и влагосодержания газожидкостной смеси. В случае если к Установке подключено менее 3 скважин, поверку Установки проводят на каждой скважине.

При подключении к каждой скважине проводят не менее трех измерений.

• 6.4.4.1 Относительную погрешность i-ro измерения массы и массового расхода сырой нефти в j-й точке, бО_жу, %, определяют по формуле

бО^ = ^Ож,~э°^Ю0,                               (8)

xij

где Q_Mjj - массовый расход жидкости (сырой нефти), измеренный Установкой, т/ч;

Q³_fj - массовый расход жидкости (сырой нефти), измеренный рабочим эталоном, т/ч.

Значение относительной погрешности измерений массы и массового расхода сырой нефти при каждом измерении не должно превышать ±2,5 %.

• 6.4.4.2 Относительную погрешность i-ro измерения объема и объемного расхода газа, приведенных к стандартным условиям в j-й точке, 6Q_nj, %, определяют по формуле

Q -Q³

5Q_riJ=^—^ЮО,                            ₍9)

^rij

где Q_nj - объемный  расход  газа,  приведенный  к стандартным  условиям,

измеренный Установкой, м³/ч;

Q³ -объемный  расход  газа,  приведенный  к стандартным условиям,

измеренный рабочим эталоном, м³/ч.

Значение относительной погрешности измерений объема и объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям при каждом измерении не должно превышать ±5,0 %.

• 7.1 Результаты определения метрологических характеристик Установок оформляют протоколом произвольной формы.

• 7.2 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке Установки в соответствии с требованиями документа «Порядок проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке», утвержденного приказом Минпромторга России от 02.07.2015 г. № 1815.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке Установки.

• 7.3 При отрицательных результатах поверки Установку к эксплуатации не допускают, свидетельство о поверке аннулируют и выдают извещение о непригодности в соответствии с документом «Порядок проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке», утвержденным приказом Минпромторга России от 2.07.2015 г. № 1815.

Приложение А

(рекомендуемое)

Форма протокола подтверждения соответствия ПО установки измерительной групповой автоматизированной «АГЗУ-120М»

Место проведения поверки:_______________________________

Установка измерительная: «АГЗУ-120М»-________________

Заводской номер: N2_____________

Заключение: ПО установки соответствует/не соответствует ПО, зафиксированному во время испытаний в целях утверждения типа установки.

Должность лица проводившего поверку:

(подпись)          (инициалы, фамилия)

Дата поверки:    «______»   _____________ 20___г.