МЕЖРЕГИОНАЛЬНОЕ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «НЕФТЕАВТОМАТИКА»

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НАУЧНЫЙ МЕТРОЛОГИЧЕСКИЙ ЦЕНТР Федеральное государственное унитарное предприятие ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ РАСХОДОМЕТРИИ

ФЕДЕРАЛЬНОГО АГЕНТСТВА ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

Государственная система обеспечения единства измерений

ПРЕОБРАЗОВАТЕЛИ ОБЪЕМНОГО РАСХОДА

МЕТОДИКА ПОВЕРКИ НА МЕСТЕ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПОВЕРОЧНОЙ УСТАНОВКОЙ

МИ 3380-2012

Уфа

2012

МЕЖРЕГИОНАЛЬНОЕ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «НЕФТЕАВТОМАТИКА»

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НАУЧНЫЙ МЕТРОЛОГИЧЕСКИЙ ЦЕНТР Федеральное государственное унитарное предприятие ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ РАСХОДОМЕТРИИ ФЕДЕРАЛЬНОГО АГЕНТСТВА ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

УТВЕРЖДАЮ

Государственная система обеспечения единства измерений

ПРЕОБРАЗОВАТЕЛИ ОБЪЕМНОГО РАСХОДА

МЕТОДИКА ПОВЕРКИ НА МЕСТЕ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПОВЕРОЧН

ми 3380

Уфа

2012

МИ 3380 -2012

щнй частоты, интервалы времени и периода с пределами допускаемой основной относительной погрешности: ± 2,5 х 10‘¹ %;

- счетчик импульсов с диапазоном частот входных сигналов от 1 Гц до 100 кГц и пределами допускаемой абсолютной погрешности: ± 1 имп.

4.2.5    Поточный ПП, входящий в состав СИКН (СИКНС, СИКНП, СИКЖУ). Допускается применение лабораторного плотномера или средств измерений плотности согласно Р 50.2. 075.

4.2.6    Поточный преобразователь вязкости, входящий в состав СИКН, СИКНС и СИКНП для высоковязких нефтепродуктов. Допускается применение средств измерений вязкости нефти по ГОСТ 33.

4.2.7    Поточный преобразователь влагосодержания, входящий в состав СИКНС. Допускается применение средств измерений объемной доли воды в нефти по ГОСТ 2477.

4.2.8    Термометр метеорологический стеклянный по ГОСТ 112 для измерений температуры окружающей среды - только при применении компакт-прувера.

4.2.9    АРМ оператора, имеющее аттестованные по МИ 2955, МИ 2676 (или 2174) алгоритмы для обработки результатов измерений, разработанные по настоящей методике с учетом требований ГОСТ Р 8.654, если АРМ оператора предусмотрено рабочим проектом СИКН (СИКНС, СИКНП, СИКЖУ).

4.2.10    Все средства измерений (кроме АРМ оператора) поверены и имеют действующие свидетельства о поверке или знаки поверки.

4.2.11    Допускается применение других средств поверки, технические и метрологические характеристики которых удовлетворяют требованиям настоящей методики.

5 ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ, ОХРАНЫ ТРУДА И К КВАЛИФИКАЦИИ

ПОВЕРИТЕЛЕЙ

5.1 При проведении поверки соблюдают требования:

-    Трудового кодекса Российской Федерации от 30 декабря 2001 г. № 197-ФЗ (ТК

РФ);

-    ПБ 08-624-03 «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности»;

-    «Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей»;

-    ПОТ Р М-016-2001 (РД 153.34.0-03.150-00) (с изм. 2003 г.) «Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок»;

МИ 3380-2012

-    ПБ 03-585-03 «Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов»;

-    «Правил устройства электроустановок (ПУЭ) »(6-е издание);

-    правил безопасности, изложенных в эксплуатационных документах на преобразователь и средства поверки;

-    корпоративных регламентов (инструкций) по промышленной и пожарной безопасности, по охране труда, действующих на объекте.

5.2    При поверочных работах поверяемый преобразователь, ПУ и другое технологическое оборудование не эксплуатируют при давлении рабочей жидкости, превышающем рабочее давление, указанное в их паспортах или эксплуатационной документации.

5.3    При применении передвижной ПУ для её технологической обвязки с СИКН (СИКНС, СИКНП, СИКЖУ) используют оборудование, имеющее соответствующие разрешительные документы на его применение и свидетельство о гидроиспытаниях с действующим сроком.

5.4    Средства измерений и электрооборудование, установленные на технологической части СИКН (СИКНС, СИКНП, СИКЖУ) и на ПУ, имеют взрывозащищенное исполнение и обеспечивают уровень взрывозащиты, соответствующий классу зоны В-1а, а вид взрывозащиты - по категории взрывоопасной смеси к группе ТЗ в соответствии с классификацией ГОСТ Р 51330.0 (МЭК 60079-0-98).

5.5    К средствам измерений и оборудованию, требующим обслуживания при поверке, обеспечивают свободный доступ. При необходимости предусматривают соответствующие требованиям безопасности лестницы, площадки и переходы с ограничениями.

5.6    К эксплуатации (обслуживанию) преобразователя и средств поверки (оборудования) допускают лиц, прошедших соответствующее обучение и проверку знаний в установленной форме.

5.7    К проведению поверки допускают лиц, аттестованных в качестве поверителя, изучивших эксплуатационную документацию на поверяемый преобразователь, ПУ, настоящую методику и прошедших соответствующий инструктаж по технике безопасности.

5.8    При появлении течи жидкости, загазованности и других ситуаций, препятствующих нормальному (безопасному) ходу поверочных работ, поверку прекращают.

МИ 3380 -2012

б УСЛОВИЯ ПОВЕРКИ

6.1    Поверку преобразователя проводят на месте эксплуатации в комплекте с элементами измерительной линии (струевыпрямителем, прямыми участками до и после преобразователя, фильтром, если они установлены на каждой ИЛ согласно проекту).

6.2    Рабочая жидкость: нефть (в т.ч. сырая), нефтепродукты, жидкие углеводороды.

6.3    Поверку проводят в рабочем диапазоне расхода (далее - рабочий диапазон).

Рабочий диапазон (м³/ч) устанавливают для каждого преобразователя в зависимости

от количества рабочих ИЛ и верхнего предела измерений СИКН (СИКНС, СИКНП, СИКЖУ) таким, что он не выходит за пределы измерений, указанные в свидетельстве (сертификате) об утверждении типа поверяемого преобразователя.

Установление рабочего диапазона владелец СИКН (СИКНС, СИКНП, СИКЖУ) оформляет справкой произвольной формы перед каждой поверкой. Справку, согласованную принимающей (сдающей) стороной, владелец представляет сервисной организации и поверителю.

Примечание - В случае изменения (более 5 %) в интервале между поверками нижнего предела рабочего диапазона в сторону уменьшения или верхнего предела в сторону увеличения от значений, установленных при настоящей поверке (или и то, и другое одновременно), преобразователь подлежит внеочередной поверке.

6.4    Вязкость нефти (в т.ч. сырой) находится в пределах диапазона, указанного в свидетельстве (сертификате) об утверждении типа и (или) в эксплуатационной документации на преобразователь.

6.5    Содержание свободного газа в жидкости не допускают.

6.6    Г1У допускается устанавливать как до поверяемого преобразователя по потоку рабочей жидкости, так и после него.

6.7    Избыточное давление рабочей жидкости при поверке (Р_пов, МПа) после ПУ (преобразователь расположен до ПУ по ходу рабочей жидкости) и после преобразователя (преобразователь расположен после ПУ) устанавливают не менее значения, вычисленного по формуле

Р_вт=2,ШР_те+2хбР _t    (1)

где Р_нос - давление насыщенных паров, определенное согласно ГОСТ 1756 при максимальной температуре рабочей жидкости в СИКН (СИКНС, СИКНП); дР - перепад давления рабочей жидкости на преобразователе, МПа (из эксплуатационной документации).

9

МИ 3380-2012

Примечания к6.7

1    При поверке преобразователя, эксплуатируемого в составе СИКЖУ, обеспечивают выполнение условия пункта 5.1.2 СТО ГАЗПРОМ 5.9.

2    Справку с указанием значения Р_нас представляет химико-аналитическая лаборатория владельца СИКН (СИКНС, СИКНП).

6.8    Изменение температуры жидкости за время одного измерения: < 0,2 °С.

6.9    Отклонение расхода рабочей жидкости за время одного измерения (в точке расхода) не превышает 2,5 % от установленного значения.

6.10    Запорная и регулирующая арматура (регулятор расхода - при его наличии по проекту), установленные на ИЛ с поверяемым преобразователем, открыты полностью. Регулятор выведен из автоматического режима регулирования расхода.

6.11    Требуемый поверочный расход устанавливают с помощью регулятора расхода (РР1 на рисунке 1, РР1 или PPi на рисунке 2), установленного в конце технологической схемы поверки по потоку рабочей жидкости.

П р н м е ч а н и с - На СИКН (СИКНС, СИКНП, СИКЖУ), принятых в промышленную эксплуатацию до введения в действие ПБ 03-585-03, требуемый расход допускается устанавливать с помощью задвижки, установленной в конце технологической схемы поверки.

6.12    Поверку преобразователя запрещается проводить при расходе рабочей жидкости ниже значения (Q_npom, м³/ч). Q„_pom - расход, при котором проведена проверка ПУ на отсутствие протечек и указан в протоколе последней поверки ПУ.

7 ПОДГОТОВКА К ПОВЕРКЕ

7.1    Поверяемый преобразователь и ПУ подключают друг с другом последовательно, готовят технологическую схему поверки к гидравлическим испытаниям и проверке на герметичность. Рекомендуемые схемы подключений приведены на рисунках 1 и 2.

7.2    Применяют один из вариантов подключения поверяемого преобразователя (условно ПР1 на рисунках 1 и 2) к ПУ.

Вариант 1. В составе СИКН (СИКНС, СИКНП, СИКЖУ) имеется резервно-контрольный преобразователь (условно ПР1 на рисунках 1 и 2). Поверяемый и контрольно-резервный преобразователи (IlPi и ПР1) и ПУ подключают последовательно друг с другом. При этом:

а) если ПУ расположена после поверяемого преобразователя (рисунок 1): задвижки

ю

МИ 3380-2012

Рисунок 1 - Принципиальная технологическая и электрическая схема соединений средств поверки при расположении ПУ после поверяемого преобразователя

РТ - преобразователь избыточного давления; ТТ - датчик температуры; Д1+ Д4 - детекторы ТПУ; ПЗУ - пробозаборное устройство; РР1 и РР2 - регуляторы расхода; РД - регулятор давления; ЗдК Зд12 - задвижки или шаровые краны; Зд (per), 3д13 и Зд14 - задвижки.

Примечания

1    Остальные средства измерений и технологическое оборудование, установленные (устанавливаемые) на ИЛ, на ТПУ и в БИК на рисунке условно не показаны.

2    Задвижки (шаровые краны), обозначенные (*): с гарантированным перекрытием потока и устройствами контроля отсутствия протечек.

3    На рисунке (условно): двунаправленная ТПУ с двумя парами детекторов: (Д1<->ДЗ) и (Д2-Д4).

4    Вместо ТПУ может быть установлен компакт-прувер.

11

МИ 3380-2012

Рисунок 2 - Принципиальная технологическая и электрическая схема соединений средств поверки при расположении ПУ до поверяемого преобразователя

РТ - преобразователь избыточного давления; ТТ - датчик температуры; Д1, Д2 - оптические детекторы компакт-прувера; ПЗУ - пробозаборное устройство; PPl-HPPi, РР - регуляторы расхода; РД - регулятор давления; Зд2-"- Зд9 - задвижки или шаровые краны; Зд1, Зд10 и 3д11 - задвижки.

Примечания

1    Остальные средства измерений и технологическое оборудование, установленные (устанавливаемые) на ИЛ, на компакт-пруверс и в БИК на рисунке условно не показаны.

2    Задвижки (шаровые краны), обозначенные (*): с гарантированным перекрытием потока и устройствами контроля отсутствия протечек.

3    Вместо компакт-прувера может быть установлена ТПУ.

МИ 3380-2012

или шаровые краны [далее - задвижка(и)] Зд1, ЗдЗ, Зд4, Зд8, Зд9, ЗдЮ, Зд12 открыты, задвижки Зд2, Зд5, Здб, Зд7,3д11 закрыты;

б) если ПУ расположена до поверяемого преобразователя (рисунок 2): задвижки ЗдЮ, 3д11, Зд7, Зд8, Зд4, Зд5 открыты, задвижки Здб, Зд9, Зд2, ЗдЗ закрыты.

Примечание - Вариант 1 применяют для измерений количества рабочей жидкости (м³), проходящей через технологическую поверочную схему при поверке ПИ.

Вариант 2. В составе СИКН (СИКНС, СИКНП, СИКЖУ) резервно-контрольный преобразователь отсутствует или его (при наличии) не применяют для измерений согласно примечанию к варианту 1. При этом:

а)    если ПУ расположена после поверяемого преобразователя (рисунок 1): задвижки Зд1, ЗдЗ, Зд5, Зд9, ЗдЮ, Зд12 открыты, задвижки Зд2, Зд4, Здб, Зд7, Зд8,3д11 закрыты.

б)    если ПУ расположена до поверяемого преобразователя (рисунок 2): задвижки ЗдЮ, 3д11, Зд7, Зд9 открыты, задвижки Зд2, ЗдЗ, Зд4, Зд5, Здб, Зд8 закрыты.

7.3    Технологические переключения по 7.2 проводят с соблюдением требований «Инструкции по эксплуатации СИКН (СИКНС, СИКНП, СИКЖУ)».

7.4    Проверяют закрытое положение (при необходимости закрывают) дренажных и воздушных вентилей (кранов), установленных на СИКН (СИКНС, СИКНП, СИКЖУ) и ПУ (при необходимости и в БИК).

7.5    Устанавливают любое значение расхода (в пределах рабочего диапазона), в технологической схеме поверки создают максимальное рабочее давление, которое может быть при поверке. Технологическую схему считают испытанной на герметичность, если в течение 10 минут после создания давления не наблюдается течи рабочей жидкости через фланцевые соединения, через сальниковые уплотнения задвижек, дренажных и воздушных вентилей (кранов).

7.6    Проверяют отсутствие протечек рабочей жидкости через затворы задвижек, на рисунках 1 и 2 обозначенных знаком (*), дренажных и воздушных вентилей (кранов) при их закрытом положении. При отсутствии возможности такой проверки или установлении наличия протечек во фланцевые соединения устанавливают металлические заглушки.

7.7    Проверяют отсутствие протечек рабочей жидкости через узел переключения направления потока (четырехходовой кран) ТПУ и минуя поршень компакт-прувера согласно эксплуатационным документам. Для двунаправленных ТПУ проверку проводят в обоих (прямом и обратном) направлениях движения шарового поршня.

7.8    При необходимости устанавливают (монтируют) остальные средства поверки,

13

МИ 3380-2012

выполняют необходимые электрические соединения согласно рисунку 1 или 2, проверяют правильность соединений.

Примечания к 7.8

1    При применении схемы подключения по варианту 1 (и. 7.2) и применении в качестве УОИ отдельного контроллера-вычислителя выходной сигнал поверяемого преобразователя подключают к контроллеру-вычислителю.

2    Отдельный контроллер-вычислитель, используемый в качестве средства поверки, при наличии технической возможности подключают к АРМ оператора (при его наличии и соответствии условию 4.2.9), используя соответствующий интерфейс.

7.9    При отсутствии УОИ, соответствующего 4.2.4.5, и при применении ТПУ (только) проводят подключение частотомера и счетчика импульсов согласно рисунку Д1 приложения Д.

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

Примечание- При поверке преобразователя на жидких нестабильных углеводородах (согласно СТО ГАЗПРОМ 5.9) проверку отсутствия газа в технологической схеме не проводят.

7.11    Проверяют стабилизацию температуры рабочей жидкости, для чего при любом расходе проводят несколько последовательных пусков поршня ПУ. Температуру жидкости считают стабильной, если ее изменение в технологической схеме за период одного измерения (согласно 3.1.1) не превышает 0,2 °С.

7.12    Подготавливают средства поверки к ведению поверочных работ согласно инструкциям по их эксплуатации.

7.13    В память УОИ вводят исходные данные согласно протоколу поверки (приложение А) или проверяют достоверность ранее введенных.

Примечание к 7.13 - При вводе исходных данных следует учитывать исполнение компакт-прувера (см. п. 3.1.4 или 3.1.5) и его расположение по отношению к поверяемому преобразователю.

7.14    В АРМ оператора (при его наличии и соответствии условию 4.2.9) вводят необходимые исходные данные, если АРМ оператора используют для автоматической обработки результатов измерений и формирования протокола поверки.

МИ 3380-2012

7.15    При отсутствии поточных анализаторов (ПП и преобразователя вязкости -только в составе СИКН и СИКНС, преобразователя влагосодержания - только в составе СИКНС) отбирают точечную пробу с соблюдением требований ГОСТ 2517 (в момент отбора пробы измеряют температуру рабочей жидкости), далее определяют в лабораторных

условиях:

а)    плотность и приводят к рабочим условиям в ПУ по:

-    Р 50.2.075 и Р 50.2.076 для нефти и нефтепродуктов;

-    СТО ГАЗПРОМ 5.9 для жидких углеводородов.

б)    значения коэффициентов объемного расширения (у9,°С '¹) и сжимаемости (у, МПа'¹) жидкости согласно приложению Б с учетом измеренных значений плотности и температуры рабочей жидкости;

в)    вязкость нефти или сырой нефти (и только) по ГОСТ 33 при температуре рабочей жидкости в поверяемом преобразователе (v, сСт);

Примечание- Вязкость определяют также в конце поверки преобразователя.

г)    объемную долю воды в сырой нефти (и только) по ГОСТ 2477 (W, % об.).

7.16    Значения параметров (в зависимости от типа рабочей жидкости), определенных по 7.15, записывают в протокол поверки.

8 ПРОВЕДЕНИЕ ПОВЕРКИ

8.1 Внешний осмотр

При внешнем осмотре поверяемого преобразователя устанавливают:

-    соответствие его- комплектности перечню, указанному в заводской (фирменной) эксплуатационной документации (формуляр, паспорт);

-    отсутствие механических повреждений, препятствующих его применению, дефектов покрытий, ухудшающих его внешний вид [включая преобразователь сигналов (магнитно-индукционный датчик)];

-    четкость, целостность надписей и обозначений, нанесенных на корпусе («шильдике») их соответствие требованиям эксплуатационной документации (включая преобразователь сигналов);

-    целостность герметичности кабельного ввода в преобразователь сигналов, отсутствие видимых повреждений контрольного(ых) кабеля(ей);

-    целостность провода, заземляющего преобразователь сигналов (преобразователь).

15

МИ.3380г-2012

8.2 0пробовапие

8.2.1    Устанавливают любое значение расхода в пределах рабочего диапазона (для компакт-прувера рекомендуется устанавливать минимальное значение расхода) и проводят пробное(ые) измерение(я). При прохождении поршня ПУ через стартовый детектор должен начаться отсчет количества импульсов поверяемого преобразователя, при прохождении стопового детектора - прекратиться.

8.2.2    При применении двунаправленной ТПУ должно проводиться суммирование количества импульсов поверяемого преобразователя при прямом и обратном направлениях движения поршня.

При применении компакт-прувера должно проводиться вычисление средних арифметических значений за серию проходов поршня:

-    количества импульсов преобразователя, температуры и давления рабочей жидкости в преобразователе и компакт-прувере, плотности рабочей жидкости, вязкости нефти (в т.ч. сырой), содержания воды в сырой нефти.

Результаты вычислений по 8.2.2. наблюдают на дисплее УОИ (АРМ оператора).

8.2.3    Проверяют индикацию на дисплее УОИ (или на мониторе АРМ оператора) текущих значений:

-    количества импульсов, выдаваемых поверяемым преобразователем (имп), плотности рабочей жидкости (кг/м³), вязкости - только для нефти, в т. ч. для сырой (сСт), объемной доли воды - только для сырой нефти (% об. долей);

-    температуры (°С) и давления (МПа) рабочей жидкости в поверяемом преобразователе и ПУ;

8.3    Определение метрологических характеристик

8.3.1    Метрологические характеристики преобразователя и его градуировочную характеристику определяют при крайних значениях рабочего диапазона и значениях, выбранных внутри него.

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

-    технические возможности СОИ, которой оснащена СИКН (СИКНС, СИКНП, СИКЖУ);

-    крутизну ГХ поверяемого преобразователя [согласно заводской (фирменной) технической документации или результатам предыдущей поверки];

-    величину рабочего диапазона;

РАЗРАБОТАНА	Предисловие Межрегиональным открытым акционерным обществом «Нефтеавтоматика» (ОАО «Нефтеавтоматика»)
ИСПОЛНИТЕЛИ	Глушков Э.И. - руководитель темы, Магданов Р.Ф., Саттаров А.М.
РАЗРАБОТАНА	Обособленным подразделением Головным научным метрологическим центром ОАО «Нефтеавтоматика» (ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика»)
ИСПОЛНИТЕЛИ	Немиров М.С. - к. т. н., Крайнов М.В.
РАЗРАБОТАНА	Федеральным Государственным Унитарным предприятием Всероссийским научно-исследовательским институтом рас-ходометрии - Государственным научным метрологическим центром (ФГУП ВНИИР - ГНМЦ)
ИСПОЛНИТЕЛИ	Груздев Р.Н., Левин К.А
УТВЕРЖДЕНА	ФГУП ВНИИР-ГНМЦ 10 сентября 2012 г.
ЗАРЕГИСТРИРОВАНА	Федеральным Государственным Унитарным предприятием Всероссийским научно - исследовательским институтом метрологической службы (ФГУП ВНИИМС) 17 сентября 2012 г.
ВЗАМЕН	МИ 1974-2004 Рекомендация. ГСИ. Преобразователи расхода турбинные. Методика поверки

II

МИ 3380-2012

- вид реализации ГХ поверяемого преобразователя в СОИ, которой оснащена СИКН (СИКНС, СИКНГ1, СИКЖУ) согласно 9.2.

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

Требуемый поверочный расход в каждой j-й точке устанавливают iQ™, м³/ч) и

контролируют при движении поршня ПУ по 8.3.3.1 или 8.3.3.2 в зависимости от варианта подключения поверяемого преобразователя (см. 7.2).

Примечание- Расход Q"°" (м³/ч) допускается устанавливать по приложению В, используя результаты измерений поверяемого преобразователя.

8.3.3.1 Преобразователь подключают по варианту 1. Расход устанавливают, используя результаты измерений резервно-контрольного преобразователя (м³/ч).

8.3.3.2 Преобразователь подключают по варианту 2. После каждого прохода поршня ПУ проверяют значение расхода Q"⁰⁹ по формуле

где V™j - вместимость калиброванного участка ПУ, приведенная к рабочим условиям в

ПУ при /-м измерении при установлении поверочного расхода в у'-й точке, м³. Определяют по формуле (За) или (36);

Тц - время прохождения поршнем ПУ его калиброванного участка при /-м измерении при установлении поверочного расхода ву-й точке, с.

Примечания

1    При применении компакт-прувера за время T_i} рекомендуется принимать среднее арифметическое значение времени (7^, с) за i-ю серию проходов поршня при установлении

поверочного расхода в у-й точке.

2    Вместимость калиброванного участка компакт-прувера следует выбирать, принимая во внимание примечание к 7.13.

8.3.3.3 Значение расхода Q"^т допускается определять по формуле (2а), используя

вместимость калиброванного участка ПУ, определенную для стандартных условий V₀ (V₀= ¥д^ПУ или V₀ = V₀^Kn, м³) - из действующего свидетельства о поверке

0*"-^Vo ^х360°

rp

¹Ч

17

МИ 3380 -2012

Содержание

Стр

1    Область применения......................................................... 1

2    Нормативные ссылки........................................................ 2

3    Термины и определения, принятые сокращения............................. 3

4    Операции и средства поверки................................................ 5

5    Требования безопасности, охраны труда и к квалификации поверителей —    7

6    Условия поверки............................................................. 9

7    Подготовка к поверке........................................................ 10

8    Проведение поверки......................................................... 15

8.1    Внешний осмотр .......................................................... 15

8.2    Опробование .............................................................. 16

8.3    Определение метрологических характеристик............................... 16

9    Обработка результатов измерений........................................... 21

9.1    Определение коэффициента(ов) преобразования(й) рабочего преобразователя

и оценивание СКО........................................................ 21

9.2    Определение параметров ГХ рабочего преобразователя ..................... 24

9.3    Определение погрешностей рабочего преобразователя ....................... 25

9.4    Определение MX и обработка результатов измерений для контрольного

преобразователя .......................................................... 29

10    Оформление результатов поверки ........................................... 30

11    Точность представления результатов измерений и вычислений

в протоколе поверки ........................................................ 32

Приложение А Протокол поверки преобразователя объемного расхода модели

(типа)_ по МИ 3380-2012 ............................. 34

Приложение Б    Определение коэффициентов объемного расширения (Р_ж ) и

сжимаемости (у*.) рабочей жидкости........................... 38

Приложение В Установление и контроль значения поверочного расхода, используя результаты измерений поверяемого преобразователя...    40

Приложение Г Коэффициенты линейного расширения материала цилиндра (а"^у), стержня {а‘^т), значения модуля упругости (£) материала цилиндра ПУ................................................... 41

Приложение Д Определение количества импульсов выходного сигнала преобразователя с учетом долей периода ........................... 42

Приложение Е Определение коэффициентов CTL и CPL, учитывающих влияние температуры и давления на объем рабочей жидкости.......    44

Приложение Ж Анализ результатов измерений, значения квантиля распределения Стьюдента и коэффициента Z(P)............................. 47

Приложение И    Сводный перечень условных обозначений и их определений     48

Приложение К    Сводный перечень используемых формул ...................... 51

Ш

ГОСУДАРСТВЕННАЯ СИСТЕМА ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЕДИНСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

ПРЕОБРАЗОВАТЕЛИ ОБЪЕМНОГО РАСХОДА

МЕТОДИКА ПОВЕРКИ НА МЕСТЕ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПОВЕРОЧНОЙ УСТАНОВКОЙ

Дата введения - 2012- 12- 01

1 ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

1.1    Настоящая методика поверки (далее - методика) распространяется на преобразователи объемного расхода [далее - преобразователь(и)], эксплуатируемые в составе СИКН, СИКНС, СИКНП и СИКЖУ, и устанавливает порядок их первичной и периодической поверок на месте эксплуатации с помощью ПУ.

По настоящей методике поверяют турбинные и объемно-лопастные преобразователи, имеющие частотный (импульсный) выходной сигнал, и при условии, если градуировочная характеристика преобразователя реализуется (реализована) по одному из способов, изложенных в настоящей методике.

1.2    В качестве ПУ применяют ТПУ или компакт-прувер в стационарном или мобильном исполнении.

1.3    Поверяемые преобразователи (п. 1.1) и применяемые в качестве средства поверки ПУ (п. 1.2) имеют свидетельства об утверждениях их типа согласно ПР 50.2.104, ПР 50.2.105, ПР 50.2.106 и ПР 50.2.107 и допущены к применению на территории Российской Федерации в установленном порядке.

1.4    Интервал между поверками: согласно описанию типа преобразователя, если иной интервал не установлен другими действующими нормативными документами.

Примечания

1    Настоящая методика распространяется также на преобразователи, имеющие сертификаты об утверждении типа по ПР 50.2.009-94 «ГСП. Порядок проведения испытаний и утверждения типа средств измерений».

Поверку преобразователей допускается проводить также по ПУ, тип которого(ых) утвержден согласно ПР 50.2.009-94.

2    Настоящая методика распространяется на преобразователи, эксплуатирующиеся в составе СИКНС, если изменение объемного содержания воды в сырой нефти в интервале между поверками преобразователя меняется не более, чем на 10 %.

3    Сокращения ПУ, ТПУ, СИКН, СИКНС, СИКНП, СИКЖУ согласно разделу 3 настоящей методики.

1

МИ 3380-2012

1.5 Сводный перечень условных обозначений, принятых в настоящей методике, и их определений приведен в приложении И, сводный перечень применяемых формул - в приложении К.

2 НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ

В настоящей методике использованы ссылки на нормативные документы:

ГОСТ 8.207-76 ГСИ. Прямые измерения с многократными наблюдениями. Методы обработки результатов наблюдений. Основные положения

ГОСТ Р 8.654-2009 ГСИ. Требования к программному обеспечению средств измерений. Основные положения

ГОСТ 33-2000 (ИСО 3104-94) Нефтепродукты. Прозрачные и непрозрачные жидкости. Определение кинематической вязкости и расчёт динамической вязкости

ГОСТ 112-78 Термометры метеорологические стеклянные. Технические условия ГОСТ 1756-2000 Нефтепродукты. Определение давления насыщенных паров ГОСТ 2477-65 Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды ГОСТ 2517- 85 Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб ГОСТ Р 51330.0-99 (МЭК 60079-0-98). Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 0. Общие требования

ПР 50.2.006-94 ГСИ. Порядок проведения поверки средств измерений ПР 50.2.007-2001 ГСИ. Поверительные клейма

ПР 50.2.104-09 ГСИ. Порядок проведения испытаний стандартных образцов или средств измерений в целях утверждения типа

ПР 50.2.105-09 ГСИ. Порядок утверждения типа стандартных образцов или типа средств измерений

ПР 50.2.106-09 ГСИ. Порядок выдачи свидетельств об утверждении типа стандартных образцов или типа средств измерений, установления и изменения срока действия указанных свидетельств и интервала между поверками средств измерений

ПР 50.2.107-09 ГСИ. Требования к знакам утверждения типа стандартных образцов или типа средств измерений и порядок их нанесения

Р 50.2.075-2010 ГСИ. Нефть и нефтепродукты. Лабораторные методы измерений плотности, относительной плотности и плотности в градусах API

2

МИ 3380-2012

Р 50.2.076-2010 ГСИ. Плотность нефти и нефтепродуктов. Методы расчета. Программа и таблицы приведения

МИ 2083-90 ГСИ. Измерения косвенные. Определение результатов измерений и оценивание их погрешностей

МИ 2174-91 ГСИ. Аттестация алгоритмов и программ обработки данных при измерениях. Основные положения

МИ 2676-2001 ГСИ. Методика метрологической аттестации алгоритмов и программ обработки данных результатов измерений при определении массы нефти и нефтепродуктов. Общие положения

МИ 2955-2010 Рекомендация. ГСИ. Типовая методика аттестации программного обеспечения средств измерений

МИ 3002-2006 ГСИ. Рекомендация. Правила пломбирования и клеймения средств измерений и оборудования, применяемых в составе систем измерений количества и показателей качества нефти и поверочных установок

ПБ 03-585-03 Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов

СТО ГАЗПРОМ 5.3-2006 Расход и количество жидких углеводородных сред. Технические требования к узлам учета

СТО ГАЗПРОМ 5.9-2007 Обеспечение единства измерений. Расход и количество углеводородных сред. Методика выполнения измерений

Примечание - При пользовании настоящей методикой следует в установленном порядке проверить действие нормативных документов, перечисленных в разделе 2. Если нормативный документ заменен или частично изменен, то следует руководствоваться положениями действующего взамен или частично измененного документа. ²

МИ 3380-2012

-    время, требуемое для выполнения одной серии проходов поршня компакт-прувера, без учета суммарного времени, необходимого для выполнения операций по подготовке к единичным пускам поршня - при применении компакт-прувера.

3.1.2    градуировочная характеристика: Функция, описывающая зависимость коэффициента преобразования преобразователя (К, имп/м²) от измеряемого расхода (Q, м²/ч), или от выходной частоты преобразователя (f Гц), или от отношения выходной частоты преобразователя к вязкости рабочей жидкости (f/v, Гц /сСт).

3.1.3    жидкие углеводороды: Стабильный и нестабильный конденсат, широкая фракция легких углеводородов, деэтанизированный газовый конденсат, нефтегазоконденсатная смесь, деэтанизированная нефть, находящиеся в условиях проведения измерений в однофазном (жидком) состоянии (СТО ГАЗПРОМ 5.3).

3.1.4    компакт-прувер исполнения А: Компакт-прувер, который в зависимости от его расположения по отношению к поверяемому преобразователю (до или после по потоку рабочей жидкости) имеет два значения калиброванного участка («downstream» и «upstream», к примеру, компакт-пруверы BROOKS-Compact Prover, CP, СР-М, ВСР-М).

3.1.5    компакт-прувер исполнения Б: Компакт-прувер, который имеет одно значение калиброванного участка (к примеру, компакт-пруверы модели SYNCROTRAK).

Примечание - Разделение компакт-пруверов на исполнения А и Б условно - только для удобства пользования настоящей методикой.

3.1.6    проход поршня: Одноразовое (единичное) прохождение поршнем калиброванного участка ТПУ или компакт-прувера.

3.1.7    серия проходов поршня (только для компакт-прувера): Заданное (задаваемое) количество единичных проходов поршня компакт-прувера, выполняемых для проведения одного измерения при неизменном (установленном) значении поверочного расхода.

3.2 В настоящей методике приняты следующие сокращения:

-    АРМ оператора - автоматизированное рабочее место оператора;

-    БИК - блок измерений показателей качества;

-    ГХ - градуировочная характеристика;

-    ИЛ - измерительная линия;

-    MX - метрологическая(ие) характеристика^);

-    ПП - преобразователь плотности;

-    ПУ - поверочная установка;

-    ПСП - приемо-сдаточный пункт; ³

МИ 3380 -2012

-    СИКЖУ - система измерений количества жидких углеводородов;

-    СИКН - система измерений количества и показателей качества нефти;

-    СИКНП - система измерений количества нефтепродуктов;

-    СИКНС - система измерений количества и параметров нефти сырой;

-    СОИ - система обработки информации;

-    ТПУ - трубопоршневая поверочная установка;

-    УОИ - устройство обработки информации;

-    ШФЛУ - широкие фракции легких углеводородов.

Примечание - Под сокращением БИК в настоящей методике подразумевают блок измерений физико-химических параметров рабочей жидкости, входящий в состав СИКН, СИКНС, СИКНП и СИКЖУ, под сокращением ПСП - приемо-сдаточный пункт нефти (в т.ч. сырой), нефтепродуктов и жидких углеводородов.

4 ОПЕРАЦИИ И СРЕДСТВА ПОВЕРКИ

4.1    При проведении поверки выполняют следующие операции:

-    внешний осмотр (8.1);

-    опробование (8.2);

-    определение метрологических характеристик (8.3).

4.2    При поверке применяют следующие средства поверки:

4.2.1    ПУ 1-го или 2-го разряда с пределами допускаемой относительной погрешности: ± 0,05 % или ± 0,1 % соответственно.

Примечание - Верхний предел измерений ПУ: не менее максимального значения рабочего диапазона измерений поверяемого преобразователя (м³/ч).

4.2.2    Преобразователи давления с электрическим выходным сигналом с пределами допускаемой приведенной погрешности: 0,5 %. Допускается применять манометры класса точности 0,6.

4.2.3    Преобразователи температуры [термометры сопротивления класса А (не хуже) в комплекте с измерительными преобразователями], пределы допускаемой абсолютной погрешности комплекта: не более ± 0,2 °С. Допускается применять термометры с пределами допускаемой абсолютной погрешности: ± 0,2 °С.

4.2.4 Устройство обработки информации (УОИ):

4.2.4.1 Обеспечивающее выполнение функций:

- прием и обработку частотных сигналов от преобразователя и поточного ПП;

5

МИ 3380-2012

-    прием и обработку токовых сигналов от преобразователей давления и температуры, установленных на ИЛ с доверяемым преобразователем, на ПУ и в БИК;

-    индикацию текущих значений расхода, измеряемых доверяемым преобразователем (м³/ч), плотности (кг/м³), вязкости (сСт), объемной доли воды в нефти (%), измеряемых поточными ПП, преобразо вателем(ями) вязкости и преобразователем(ями) влагосодержа-ния соответственно;

Примечания к третьему перечислению:

1    Измерение и индикация текущих значений вязкости - только при поверке преобразователя; эксплуатируемого в составе СИКН, СИКНЦ для высоковязких нефтепродуктов или СИКНС, и при наличии в их составе поточного преобразователя вязкости согласно рабочему проекту.

2    Измерение и индикация текущих значений объемной доли воды в нефти - только при поверке преобразователя, эксплуатируемого в составе СИКНС.

-    измерение количества импульсов (в том числе долей периодов, если количество импульсов менее 10 ООО), выдаваемых поверяемым преобразователем за одно измерение;

-    измерение (при необходимости вычисление) времени прохождения поршнем калиброванного участка ПУ за одно измерение (с).

4.2.4.2    При применении компакт-прувера УОИ дополнительно обеспечивает:

-    вычисление среднего арифметического значения количества импульсов, выдаваемых поверяемым преобразователем, за одно измерение (за одну серию проходов поршня);

-    вычисление средних арифметических значений давления, температуры рабочей жидкости в преобразователе и компакт-прувере, плотности рабочей жидкости, вязкости (при необходимости) нефти и высоковязких нефтепродуктов за одно измерение (за одну серию проходов поршня).

4.2.4.3    Пределы допускаемой относительной погрешности УОИ при вычислениях коэффициентов преобразования преобразователя (имп/м³): не более ± 0,025 %.

4.2.4.4    В качестве УОИ применяют или СОИ, входящую в состав СИКН (СИКНС, СИКНП, СИКЖУ), или отдельный контроллер-вычислитель (применяют только при поверочных работах), или контроллер-вычислитель, входящий в состав ПУ.

4.2.4.5    УОИ имеет аттестованные по МИ 2955, МИ 2676 (или МИ 2174) алгоритмы обработки результатов измерений, разработанные согласно настоящей методике с учетом требований ГОСТ Р 8.654.

Примечание - При отсутствии УОИ, соответствующей требованиям 4.2.4.S (в основном, на СИКП, введенных в эксплуатацию до 90-х годов прошлого века и не обеспеченных соответствующей реконструкцией в последующие годы), допускается применять:

-    частотомер электронно-счетный с диапазоном измерений от 1 Гц до 100 кГц, измеряю-

6

1

2

ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ, ПРИНЯТЫЕ СОКРАЩЕНИЯ

3.1    В настоящей методике приняты следующие термины с определениями:

3.1.1    время одного измерения (одно измерение):

-    время прохождения шаровым поршнем ТПУ её калиброванного участка (от детектора «пуск» до детектора «стоп») - при применении однонаправленной ТПУ;

-    суммарное время прохождения шаровым поршнем ТПУ её калиброванного участка туда и обратно (т.е. от детектора «пуск» до детектора «стоп» и обратно) без учета времени, необходимого для изменения направления потока рабочей жидкости через ТПУ - при применении двунаправленной ТПУ;

3

3