Методика поверки «Государственная система обеспечения единства измерений Система измерений количества и показателей качества нефти СИКН № 425 ПСП «Салават» ЛПДС «Салават» Туймазинского НУ АО «Транснефть-Урал»» (НА.ГНМЦ.0491-20МП)

СОГЛАСОВАНО

Директор ОП ГНМЦ

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и показателей качества нефти СИКН № 425 ПСП «Салават» ЛПДС «Салават» Туймазинского НУ АО «Транснефть-Урал»

Методика поверки

НА.ГНМЦ.0491-20 МП

с изменением №1

Казань

2021

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

(ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика»)

Житейцев Е.Р.,

Саматов А.А.

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти СИКН №425 на ПСП «Салават» ЛПДС «Салават» Туймазинского НУ АО «Транснефть-Урап» (далее - СИКН) и устанавливает методику её первичной и периодической поверки.

Интервал между поверками СИКН: один год.

Примечание: Поверку СИКН проводят в диапазоне измерений, указанном в описании типа, или фактически обеспечивающимся при поверке диапазоне измерений с обязательным указанием в свидетельстве о поверке информации об объеме проведения поверки. Фактический диапазон измерений не может превышать диапазона измерений, указанного в описании типа СИКН. Если очередной срок поверки средств измерений (далее - СИ) из состава СИКН наступает до очередного срока поверки СИКН, или появляется необходимость проведения внеочередной поверки СИ, то поверяется только это СИ, при этом внеочередную поверку СИКН не проводят.

1 Операции поверки

Таблица 1 - Операции поверки

Наименование операции	Номер пункта методики	Проведение операции при
		первичной поверке	периодической поверке
Внешний осмотр	6.1	Да	Да
Подтверждение соответствия программного обеспечения	6.2	Да	Да
Опробование	6.3	Да	Да
Определение метрологических характеристик	6.4	Да	Да
Оформление результатов поверки	7	Да	Да

Поверку СИКН прекращают при получении отрицательных результатов при проведении той или иной операции.

2 Средства поверки

• 2.1 Рабочий эталон 1-го или 2-го разряда (установка трубопоршневая) в соответствии с Государственной поверочной схемой для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов (жидкости), утвержденной приказом Госстандарта №256 от 7 февраля 2018 г.

• 2.2 Эталон единицы силы постоянного тока 1 разряда в диапазоне значений 0,5...20 мА, соответствует уровню 1 разряда по ГОСТ 8.022-91 «ГСП. Государственный первичный эталон и государственная поверочная схема для средств измерений силы постоянного электрического тока в диапазоне от 1*1 О*¹⁶ до 30 А».

• 2.3 Рабочий эталон частоты в диапазоне значений 1...4х1О¹⁰ Гц, в соответствии с Государственной поверочной схемой для средств измерений времени и частоты, утвержденной приказом Госстандарта №1621 от 31 июля 2018 г. Относительная погрешность по частоте ±5,0*10’¹⁰.

• 2.4 Средства поверки в соответствии с документами на поверку измерительных компонентов (средств измерений), входящих в состав СИКН

• 2.5 Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик (далее - MX) поверяемых средств измерений (далее- СИ) с требуемой точностью.

3 Требования безопасности

При проведении поверки соблюдают требования, определяемые:

в области охраны труда и промышленной безопасности:

• - «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», утверждены приказом Ростехнадзора от 15.12.2020 Ns 534;

• - Трудовой кодекс Российской Федерации;

в области пожарной безопасности:

• - СНиП 21-01-97 «Пожарная безопасность зданий и сооружений»;

• - «Правила противопожарного режима в Российской Федерации», утверждены постановлением Правительства РФ №1479 от 16.09.2020 г.;

в области соблюдения правильной и безопасной эксплуатации электроустановок:

• - ПУЗ «Правила устройства электроустановок»;

в области охраны окружающей среды:

-Федерального закона от 10.01.2002 г. № 7-ФЗ «Об охране окружающей среды» и других законодательных актов по охране окружающей среды, действующих на территории РФ.

Раздел 3 (Измененная редакция, Изм. №1)

4 Условия поверки

• 4.1 Поверка СИКН проводится в условиях эксплуатации.

• 4.2 При проведении поверки соблюдают условия в соответствии с требованиями нормативных документов (далее - НД) на поверку СИ, входящих в состав СИКН.

• 4.3 Характеристики СИКН и параметры измеряемой среды при проведении поверки должны соответствовать требованиям, приведенным в таблице 2.

Соответствие характеристик измеряемой среды значениям в таблице 2 проверяют по данным паспорта качества нефти.

Таблица 2 - Характеристики СИКН

Наименование характеристики	Значение
Температура окружающего воздуха, °C	от -48 до +41
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц	380 3-х фазное / 220±22 однофазное 50
Средняя наработка на отказ, ч	20 000
Средний срок службы, лет, не менее	15
Режим работы СИКН	непрерывный
Измеряемая среда	нефть по ГОСТ Р 51858-2002
Характеристики измеряемой среды
- плотность в рабочем диапазоне температуры нефти, кг/м3	от 845 до 890
- рабочий диапазон давления нефти, МПа	от 0,4 до 1,6
- рабочий диапазон температуры нефти, °C	от плюс 2,6 до плюс 28,0 .     с
- массовая доля воды, %, не более	0,5
- вязкость кинематическая, сСТ	от 14,6 до 70,0
- массовая концентрация хлористых солей, мг/дм4, не более	300,0
- массовая доля механических примесей, %, не более	0,05
- давление насыщенных паров, кПа (мм.рт.ст.), не более	66,7 (500)
- массовая доля серы,%, не более	3,5
- массовая доля сероводорода, млн'1 (ppm), не более	100,0

Наименование характеристики	Значение
- массовая доля метил-и этилмеркаптанов в сумме, млн'1, не более	100,0

• 4.4 Условия определения MX измерительных каналов (далее - ИК) силы тока, частоты и количества импульсов:

• - температура окружающего воздуха, °C               от 18 до 28

• - относительная влажность воздуха, %                 от 30 до 80

• - атмосферное давление, к Па                       от 84 до 106

5 Подготовка к поверке

Подготовку к поверке проводят в соответствии с инструкцией по эксплуатации СИКН и НД на поверку СИ, входящих в состав СИКН.

При подготовке к поверке проверяют наличие действующих свидетельств о поверке и (или) клейм на СИ, входящие в состав СИКН.

6 Проведение поверки

6.1. Внешний осмотр При внешнем осмотре должно быть установлено соответствие СИКН следующим требованиям:

• - комплектность СИКН должна соответствовать эксплуатационной документации;

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

• - надписи и обозначения на элементах СИКН должны быть чёткими и соответствовать эксплуатационной документации.

• 6.2 Подтверждение соответствия ПО.

• 6.2.1 Проверка идентификационных данных ПО контроллера FloBoss S600+ (далее - контроллер).

Проверка идентификационных данных ПО контроллера FloBoss S600+ проводится по номеру версии ПО и цифровому идентификатору ПО.

Чтобы определить идентификационные данные необходимо выполнить нижеперечисленные процедуры для четырех контроллеров (две рабочих и две резервных):

Из основного меню выбрать пункт:

5* SYSTEM SETTINGS

В открывшемся меню выбрать пункт:

7* SOFTWARE VERSION

Нажимать стрелку «►» на навигационной клавише до появления страницы данных:

VERSION CONTROL

FILE CSUM Считать цифровой идентификатор ПО (SW). Нажимать стрелку «►» на навигационной клавише до появления страницы данных:

VERSION CONTROL APPLICATION SW Считать цифровой идентификатор ПО (идентификационный номер). Занести информацию из этих страниц в таблицу А.1 протокола поверки (Приложение А).

• 6.2.2 Проверка идентификационных данных ПО автоматизированных рабочих местах оператора (далее по тексту - АРМ оператора).

Чтобы определить идентификационные данные необходимо выполнить нижеперечисленные процедуры для рабочего и резервного АРМ оператора.

На главной странице мнемосхемы технологических процессов СИКН АРМ оператора выбрать меню «Настройка/Настройка системы». На открывшейся странице в правой нижней части экрана отображены идентификационные данные ПО, которые заносят в протокол поверки:

• - идентификационное наименование ПО (из наименования окна, выделено полужирным шрифтом);

• - номер версии (идентификационный номер) ПО (из строки «Версия»);

• - цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода).

Для проверки цифрового идентификатора ПО нажимают кнопку «Пересчитать CRC».

Отображенные идентификационные данные ПО АРМ оператора заносят в таблицу А. 1 протокола поверки (Приложение А).

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

• 6.3 Опробование

При опробовании проверяют работоспособность СИКН в соответствии с инструкцией по эксплуатации путем просмотра отображения измеренных СИ значений на экране АРМ оператора, формирования отчета СИКН (двухчасового или сменного).

Результаты опробования считают положительными, если на экране АРМ оператора отображаются измеренные СИ значения, формируется отчет (двухчасовой или сменный), отсутствуют сообщения об ошибках работы СИКН.

Пункт 6.3 (Измененная редакция, Изм. №1)

• 6.4 Определение MX СИКН.

• 6.4.1 Определение MX средств измерений (СИ), входящих в состав СИКН Проверяют соответствие фактически установленных средств измерений,

СИ указанным в описании типа СИКН, и наличие у СИ действующего знака поверки и (или) свидетельства о поверке, и (или) записи в паспорте (формуляре) СИ, заверенной подписью поверителя и знаком поверки. Все СИ на момент проведения поверки СИКН должны быть поверены в соответствии с документами на поверку, указанными в свидетельствах об утверждении типа (описаниях типа) данных СИ. В случае отсутствия сведений о поверке на контроллеры измерительные FloBoss S600+ выполняют операции по п.п. 6.4.2 - 6.4.5 настоящей методики поверки соответственно. В случае отсутствия сведений о поверке на ПР выполняют операции по п. 6.4.6 настоящей методики поверки соответственно.

Пункт 6.4.1 (Измененная редакция, Изм. №1)

• 6.4.2 Определение MX ИК силы тока

Чтобы определить MX, необходимо выполнить нижеперечисленные процедуры для четырех контроллеров FloBoss S600+ (две рабочих и две резервных), переходят на страницу данных индикации измеренного значения на дисплее в следующей последовательности:

Из основного меню выбирают пункт:

4* PLANT I/O

В открывшемся меню выбирают пункт:

1* ANALOG INPUTS

Далее выбирают пункт с требуемым номером измерительного канала, например:

1.ADC 05-ADC05

Нажимают стрелку «►» на навигационной клавише до появления страницы данных индикации измеренного значения.

На входе измерительного канала силы постоянного тока при помощи эталона задают значение входного сигнала силы постоянного тока 1зад. соответствующего проверяемой точке диапазона измерений, и считывают значение входного сигнала с дисплея контроллера 1_изм- Задается не менее пяти значений измеряемого параметра, равномерно распределенных в пределах диапазона измерений, включая крайние точки диапазона.

Операции повторяют для остальных измерительных каналов (для возврата в предыдущий пункт меню нажимают клавишу «Мели», для уменьшения или увеличения номера измерительного канала нажимают соответственно стрелки «▲» и «▼» на навигационной клавише).

Погрешность, приведенную к диапазону измерений L, у, %, вычисляют по формуле

У₌!заа±*1.₁оо,                                     (1)

Результаты определения MX считаются положительными, если погрешность при измерении силы постоянного тока не превышает ±0,04 %.

• 6.4.3 Определение MX ИК частоты

Чтобы определить MX, необходимо выполнить нижеперечисленные процедуры для четырех контроллеров FloBoss S600+ (две рабочих и две резервных), переходят на страницу данных индикации измеренного значения на дисплее в следующей последовательности:

Из основного меню выбирают пункт:

4* PLANT I/O

В открывшемся меню выбирают пункт:

4* FREQUENCY INPUTS

Далее выбирают пункт с требуемым номером измерительного канала, например:

1. FREQ 01 -FRQ01

Нажимают стрелку «►» на навигационной клавише до появления страницы данных индикации измеренного значения.

На вход измерительного канала частоты при помощи эталона задают значения выходного сигнала частоты f^, соответствующего проверяемой точке диапазона измерений, и считывают значение выходного сигнала с дисплея контроллера f_M3M. Задается не менее пяти значений измеряемого параметра, равномерно распределенных в пределах диапазона измерений, включая крайние точки диапазона.

Операции повторяют для остальных измерительных каналов (для возврата в предыдущий пункт-меню нажимают клавишу «Мели», для уменьшения или увеличения номера измерительного канала нажимают соответственно стрелки «▲» и «▼» на навигационной клавише).

Абсолютную погрешность измерения частоты Д_б, %, вычисляют по формуле:

Аб⁼^зад"^изм>                                          (2)

Результаты определения MX считаются положительными, если рассчитанная погрешность при измерении не превышает ±0,1 Гц.

• 6.4.4 Определение MX ИК количества импульсов

Чтобы определить MX, необходимо выполнить нижеперечисленные процедуры для четырех контроллеров FloBoss S600+ (две рабочих и две резервных), переходят на страницу данных индикации измеренного значения на дисплее в следующей последовательности:

Из основного меню выбирают пункт:

4* PLANT I/O

В открывшемся меню выбирают пункт:

4* PULSE INPUTS

Далее выбирают пункт с требуемым номером измерительного канала, например:

1. PIP 01-PIP01

Нажимают стрелку «►» на навигационной клавише до появления страницы данных индикации измеренного значения.

Операции повторяют для остальных измерительных каналов (для возврата в предыдущий пункт меню нажимают клавишу «Мели», для уменьшения или увеличения номера измерительного канала нажимают соответственно стрелки «А» и «▼» на навигационной клавише).

На вход измерительного канала счета импульсов при помощи эталона задают пачку импульсов N^ не менее 10000 импульсов при частоте соответствующей рабочей частоте контроллера. Проверку проводят для трех частот: 15, 5000 и 10000 Гц. Считывают значение измеренного количества импульсов с дисплея контроллера N^.

Рассчитывают абсолютную погрешность измерения количества импульсов по формуле:

N_3afl,

Результаты определения MX считаются положительными, если рассчитанная погрешность при измерении количества импульсов не превышает ±1 на 10000 импульсов.

• 6.4.5 Определение погрешности вычисления массы, объема, расхода нефти.

• 6.4.5.1 При подготовке к поверке контроллера для определения массы нефти в память контроллера вводят следующие параметры:

• - значения коэффициентов преобразования ПР;

• - значения коэффициентов преобразования плотности, взятые из сертификатов на преобразователи плотности;

-диапазоны измерений преобразователей температуры (°C), давления (МПа) и влагосодержания (% об.);

• - плотность воды, содержащейся в нефти (кг/м³).

• 6.4.5.2 На вход контроллера подают пачку импульсов с частотой следования импульсов 5000 Гц, количество импульсов должно быть не менее 50000.

• 6.4.5.3 Погрешность вычисления массы брутто определяют в процентах по формуле

  

(4)

где Мбв - значение массы брутто по показаниям контроллера, т;

Мб_Р - расчетное значение массы брутто, т.

Расчетное значение массы брутто вычисляют по формуле M&rN/K                             (5) где N- измеренное количество импульсов, не менее 50000 имп.;

К - коэффициент преобразования импульсного выхода массового расходомера, имп/т.

Результаты поверки считаются положительными, если рассчитанная погрешность быв не превышает ±0,01%.

• 6.4.5.4 Определение коэффициентов массомера.

В память контроллера с клавиатуры или при помощи ПО Config 600 вводят, как условно-постоянные величины, следующие параметры:

• - диапазоны измерений преобразователей давления:

• •     на входе ТПУ*;

• •     на выходе ТПУ*;

• •     на участке поверяемого ОПР;

• - диапазоны измерений преобразователей температуры:

• •     на входе ТПУ*;

• •     на выходе ТПУ*;

• •     на участке поверяемого ОПР;

объем калиброванного участка ТПУ при стандартных (нормальных) условиях;

стандартную (нормальную) температуру калибровки ТПУ; стандартное (нормальное) давление калибровки ТПУ; давление насыщенных паров (при отсутствии данных должно быть равным 0);

коэффициент кубического расширения материала стенок (для шарового ТПУ) или коэффициент квадратичного расширения материала стенок (для компакг-прувера);

внутренний диаметр калиброванного участка ТПУ; модуль упругости материала стенок калиброванного участка ТПУ; толщину стенок калиброванного участка ТПУ;

тип таблицы для жидкостей (для автоматического выбора контроллером специфических коэффициентов при расчете коэффициента объемного расширения в зависимости от типа жидкости - приведены в Таблице А.1 приложения А);

плотность среды в ОПР, приведенную к стандартным (нормальным) условиям;

коэффициент преобразования ОПР; стандартную (нормальную) температуру; количество измерений при поверке (не менее трех).

Примечание* - Допускается использовать один комплект измерений температуры и давления среды для ТПУ и компакг-прувера; в этом случае в память контроллера вводится один диапазон измерений температуры и один диапазон измерений давления.

Дополнительно, при использовании компакг-прувера, вводят следующие параметры:

коэффициент линейного расширения материала инварового стержня компакг-прувера;

температуру окружающего воздуха для компакт-прувера; количество проходов поршня при измерении (не менее трех).

В память контроллера с клавиатуры или при помощи ПО Config 600 вводят следующие параметры: температуру среды в ОПР; температуры среды в ТПУ; давление среды в ОПР; давление среды в ТПУ.

При вводе значений температуры и давления среды для ОПР и ТПУ необходимо учитывать погрешность^.^змерительных каналов контроллера задействованных в измерении ' этих параметров. Вводимое значение рассчитывают по формуле

(6)

где х - вводимое в память контроллера значение температуры или давления;

хтаь - значение температуры или давления из рабочего диапазона для определения погрешности вычисления коэффициента преобразования;

у_х - предел приведенной погрешность контроллера по каналу измерения величины х;

D_x - диапазон измерений величины х.

На вход контроллера по каналу измерения объемного расхода ОПР задают импульсный сигнал частотой соответствующей рабочему диапазону частот ОПР. Детекторные входы контроллера подключают к дискретным выходам эталонного прибора, который будет осуществлять имитацию срабатывания детекторов через заданное количество импульсов, которое должно быть не менее 10000.

С клавиатуры контроллера начинают выполнение алгоритма поверки. В тот момент, когда алгоритм поверки достигает стадии счета импульсов, запускают эталонный прибор, который осуществляет имитацию срабатывания детекторов через заданное количество импульсов. Данную процедуру выполняют количество раз соответствующее ранее введенному значению количества измерений (для шарового ГПУ) или количеству измерений, умноженному на количество проходов поршня (для компакг-прувера). Записывают коэффициент преобразования ОПР, полученный в результате выполнения алгоритма поверки из распечатанного отчета о поверке или с дисплея контроллера.

Вычисляют расчетный коэффициент преобразования ОПР по формуле

где N - количество импульсов, задаваемое на вход контроллера счетчиком импульсов;

Ctlm - коэффициент коррекции объема жидкости в ОПР по температуре; Cplm - коэффициент коррекции объема жидкости в ОПР по давлению;

V_o - объем калиброванного участка ПУ для условий калибровки, м3;

Ctsp - коэффициент коррекции объема ПУ по температуре;

Cpsp - коэффициент коррекции объема ПУ по давлению;

Ctlp - коэффициент коррекции объема жидкости в ПУ по температуре; Cplp - коэффициент коррекции объема жидкости в ПУ по давлению.

В расчетах, использовать значения температуры и давления без учета приведенной погрешности контроллера по каналу температуры или давления, а количество импульсов - заданное на эталонном приборе.

Вычисляют относительную погрешность рассчитанного контроллером коэффициента преобразования ОПР (включая погрешности задействованных измерительных каналов) по формуле

JCF —JCF S_a„ = -          100,                    (8)

Вышеуказанные измерения и расчеты проводят для двух наборов (максимальных и минимальных) значений температур, давлений и частоты импульсов ОПР из их рабочего диапазона.

Результаты поверки считаются положительными, если относительная погрешность рассчитанного контроллером значения коэффициента преобразования ОПР для каждого набора данных не превышает ±0,025%.

• 6.4.6 Определение MX ИК массы и массового расхода нефти.

• 6.4.6.1 MX ИК массы и массового расхода нефти определяют при крайних значениях расхода рабочего диапазона и значениях, установленных с интервалом 25 - 30 % от максимального расхода рабочего диапазона.

Допускается определение MX проводить в трех точках рабочего диапазона: при минимальном (Qmin). СрвДНвМ [0,5(Qmin + Qmax)] И МЭКСИМЭЛЬНОМ (Qmax) значениях расхода (т/ч).

Требуемые значения расхода устанавливают, начиная от О_т1П в сторону увеличения или от Q_max в сторону уменьшения.

• 6.4.6.2 Требуемое значение расхода Qj, т/ч, устанавливают, используя результаты измерений контрольно-резервным ПР.

• 6.4.6.3 После стабилизации расхода и температуры рабочей жидкости в j-й точке расхода проводят серию измерений, последовательно запуская поршень ТПУ.

Количество измерений в каждой j-й точке расхода nj не менее 5-ти.

• 6.4.6.4 Для каждого i-ro измерения в каждой j-й точке расхода регистрируют (отсчитывают) и записывают в протокол определения MX (приложение Б):

• - время прохождения поршнем калиброванного участка ТПУ (Ту, с);

-значение массового расхода (Qy, т/ч) (расход Qy измеряют контрольнорезервным ПР. При реализации ГХ ПР в СОИ в виде линейно-кусочной аппроксимации рекомендуется дополнительно регистрировать выходную частоту ПР (Гц));

• - количество импульсов, выдаваемое ПР за время одного измерения, (N?™, имп);

-значения температуры (t™, °C) и давления (Р™, МПа) в ТПУ вычисляют по алгоритму

а = 0,5-(а_вх +а_1ЫХ)                                                            (9)

где а      - среднее арифметическое значение параметра,

авх а_Вых - значения параметров (температуры и давления), измеренные соответствующими СИ, установленными на входе и выходе ТПУ;

-значение плотности рабочей жидкости, измеренное поточным ПП (р™, кг/м³);

• - значения температуры и давления рабочей жидкости в поточном ПП (t?ⁿ, °C и Р™, МПа соответственно).

• 6.4.6.5 Обработка результатов измерений          - с-

• 6.4.6.5.1 Определение параметров ГХ ПР.

При любом способе реализации ГХ (в ПЭП или СОИ) проводят операции по 6.4.6.5.2.

• 6.4.6.5.2 Для каждого i-ro измерения в j-й точке расхода вычисляют значение массы рабочей жидкости М?³, т, используя результаты измерений рабочих эталонов (ТПУ и поточного ПП), по формуле

Mr = vj’^y.p5-io-³,                                             (10)

где \/_п^тпу - вместимость калиброванного участка ТПУ, приведенная к рабочим условиям (температуре и давлению рабочей жидкости) 11

коэффициент линейного расширения материала стенок ТПУ, °C¹ (из таблицы В.1 приложения В);

модуль упругости материала стенок ТПУ, МПа (из таблицы В.1 приложения В);

диаметр и толщина стенок калиброванного участка ТПУ соответственно, мм (из эксплуатационной документации на ТПУ).

• 6.4.6.5.2.2 Значение р™, кг/м³,вычисляют по формуле

р™ = р™ -[1 + р^ (t"ⁿ -t,^TO)] (1 +    (Р,™ -Р™))                       (12)

коэффициент объемного расширения (°C¹) рабочей жидкости, значение которого определяют по приложению Г;

коэффициент сжимаемости (МПа*¹) рабочей жидкости, значение которого определяют по приложению Г.

(ПК)

проводить по приложению Д.

• 6.4.6.5.3 Дальнейшую обработку результатов измерений проводят по

• 6.4.6.5.4 или 6.4.6.5.5 в зависимости от способа реализации ГХ.

• 6.4.6.5.4 ГХ реализуют в ПЭП.

• 6.4.6.5.4.1 Для каждого i-ro измерения в j-й точке расхода определяют значение массы рабочей жидкости, измеренное ПР , т, по формуле

■имас

^МГ=ГЕ— •                                        (13)

•'•"конф

• 6.4.6.5.4.2 Определяют коэффициент коррекции измерений массы (massfactor) (далее по тексту - коэффициент коррекции) при i-м измерении в j-й точке расхода MF, по формуле

  мг мг
  

  (14)

где MF^, - коэффициент коррекции измерений массы, установленный в ПЭП по результатам предыдущего определения MX.

Для ПР, оснащенного с ПЭП без функции ввода в его память значения коэффициента коррекции измерений массы: MF^ = 1.

Перед вводом ПР в эксплуатацию или после замены ПЭП значение MFJ^, принимают равным 1.

• 6.4.6.5.4.3 Вычисляют среднее арифметическое значение коэффициента коррекции в j-й точке расхода MF*j по формуле

  

(15)

П| - количество измерений в j-й точке расхода.

• 6.4.6.5.4.4 Оценивают среднее квадратическое отклонение (СКО) результатов определений средних арифметических значений коэффициентов коррекции для точек расхода в рабочем диапазоне S^,, %, по формуле

  
  

  суммарное количество измерений в рабочем диапазоне;

  (16)

m - количество точек разбиения рабочего диапазона.

• 6.4.6.5.4.5 Проверяют выполнение условия

  (17)

S^n * 0,03 %.

• 6.4.6.5.4.6 В случае невыполнения условия (11) в какой-либо точке расхода дальнейшую обработку результатов измерений прекращают, выясняют и устраняют причины, вызвавшие невыполнение условия (11). Повторно проводят операции по пунктам 6.4.6.1 - 6.4.6.4, 6.4.6.5.4.1 - 6.4.6.5.4.5.

При выполнении условия (11) проводят дальнейшую обработку результатов измерений.

• 6.4.6.5.4.7 Вычисляют среднее арифметическое значение коэффициента коррекции измерений массы для ПР в рабочем диапазоне расхода MF_AMan по формуле

  

  £MFj

  (18)

  6.4.6.5.4.8 Вычисляют новое значение градуировочного коэффициента Кф по формуле

  K_fp=Kj³ⁿ.MF,

  где к™

  градуировочный коэффициент, определенный при предыдущем определении MX или заводской калибровке и установленный в

  пэп.

  Новое значение Кф определяют только для ПЭП, не имеющего функцию ввода коэффициента коррекции MF_flMan.

  При первичном определении MX следует иметь в виду, что значение К”^эп в фирменном (заводском) калибровочном сертификате соответствует значению реквизита Flow Cal (первые пять значащих цифр).

  6.4.6.5.5 ГХ реализуют в СОИ.

  6.4.6.5.5.1 Вычисляют значение К-факгора для i-ro измерения в j-й точке расхода KFjj, имп/т, по формуле

  

  (20)

  6.4.6.5.5.2 Вычисляют среднее значение «-фактора для j-й точки расхода KF j, имп/т, по формуле

  KF_H

  П;

  (21)

  6.4.6.5.5.3 В зависимости от вида реализации ГХ в СОИ оценивают СКО результатов определений средних арифметических значений К-факгора для точек расхода:

а) в рабочем диапазоне , %, если ГХ реализуют в виде постоянного значения К-фактора в рабочем диапазоне, по формуле

(22)

б) в каждом k-м поддиапазоне расхода Sj^ ,%, если ГХ реализуют в виде кусочно-линейной аппроксимации, по формуле

• 6.4.6.5.5.4 Оценивают значение или по аналогии с 6.4.6.5.4.5. При необходимости проводят операции по 6.4.6.5.4.6.

При положительных результатах оценки        или       проводят

дальнейшую обработку результатов измерений.

• 6.4.6.5.5.5 Если ГХ ПР реализуют в виде постоянного значения К-фактора в рабочем диапазоне, то вычисляют среднее значение К-факгора для рабочего диапаэ^лив ‘“⁴п/т, по формуле

  
  

(24)

• 6.4.6.5.6 Определение погрешностей.

• 6.4.6.5.6.1 Случайную и систематическую составляющие погрешности и относительную погрешность определяют по 6.4.6.6 - 6.4.6.8 в зависимости от способа и вида реализации ГХ.

• 6.4.6.5.6.2 Составляющие погрешности и относительную погрешность ПР, используемого как в качестве контрольного, так и рабочего, определяют при доверительной вероятности Р = 0,95.

• 6.4.6.6 Определение погрешностей при реализации ГХ ПР в ПЭП.

• 6.4.6.6.1 При реализации ГХ в ПЭП составляющие погрешности и относительную погрешность определяют для рабочего диапазона.

• 6.4.6.6.2 Определение случайной составляющей погрешности.

Случайную составляющую погрешности е, %, определяют по формуле

(25)

где t_(Pn) - квантиль распределения Стьюдента (коэффициент, зависящий

s^MF - значение СКО.

^диап

• 6.4.6.6.3 Определение систематической составляющей погрешности.

• 6.4.6.6.3.1 Систематическую составляющую погрешности ПР е_£, %, определяют по формуле

  

  (26)

где з_тпу - пределы допускаемой относительной погрешности ТПУ, % (из

S_nn - пределы допускаемой относительной погрешности поточного ПП, % (из свидетельства о поверке);

o_t - дополнительная составляющая систематической погрешности, обусловленная погрешностью измерений температуры, % (определяют по 6.4.6.6.3.2);

§     - пределы допускаемой относительной погрешности при

вычислениях коэффициента преобразований ПР, %, принимают равной максимальному из значений относительной погрешности контроллера (по п.6.4.5.4 данной методики);

^еХп ~ составляющая систематической погрешности ПР, вызванная усреднением (аппроксимацией) коэффициента коррекции (MF_AMan) в рабочем диапазоне, % (определяют по 6.4.6.6.3.3);

8^   - значение относительной погрешности стабильности нуля ПР,

определенное по 6.4.6.6.3.4, %.

• 6.4.6.6.3.2 Значение дополнительной составляющей систематической погрешности e_t вычисляют по формуле

⁹t ⁼ Ржтах ■ д/С^ТПу)^{2 +}(^пп)² ■ *1">                                          (27)

максимальное из ряда значений       определенных по

приложению Г, °C’¹;

пределы допускаемых абсолютных погрешностей датчиков температуры (или термометров), используемых в процессе определения MX для измерений температуры рабочей жидкости в ТПУ и поточном ПП, соответственно, °C (из действующих свидетельств о поверке).

• 6.4.6.6.3.3 Составляющую систематической погрешности       ,   %,

определяют по формуле

•100.

max

• 6.4.6.6.4 Определение относительной погрешности.

Относительную погрешность ПР 5 , %, определяют по формуле

8 = z_(p) • (e_s + _е) если 0,8 s e^/s^ * ⁸-                                (^29а)

• 5 = 6_S, если 0_z/sXn > ⁸-                                             (²⁹⁶)

где Z<p) - коэффициент, зависящий от доверительной вероятности Р и

величины соотношения 0_s/S^„ , значение которого берут из таблицы Е.2 приложения Е.

• 6.4.6.7 Определение погрешностей при реализации ГХ ПР в СОИ в виде постоянного значения К-факгора (имп/т).

• 6.4.6.7.1 При таком виде реализации ГХ в СОИ составляющие погрешности и относительную погрешность определяют для рабочего диапазона.

• 6 4.6.7.2 Определение случайной составляющей погрешности.

Случайную составляющую погрешности ПР е, %, определяют по формуле (с учетом 6.4.6.6.2)

_ _ f . qKF ^{fc l}(P,n) °диап> ^гД^{е s}£an - значение CKO, определенное по формуле (13).

При определении t_{(P п)} принимают: п = ^п,.

• 6.4.6.7.3 Определение систематической составляющей погрешности.

• 6.4.6.7.3.1 Систематическую составляющую погрешности ПР 0Х. %. определяют (с учетом 6.4.6.6.3) по формуле

у/^тпу) ⁺(^пп) ⁺(^t) ⁺(^крлр) ⁺(^амл) »                         (31)

где 0^._п   - составляющая систематической погрешности, обусловленной

аппроксимацией ГХ ПР в рабочем диапазоне расхода, %, определяемая по 6.4.6.7.3.2.

• 6.4.6.7.3.2 Составляющую систематической погрешности, обусловленной аппроксимацией ГХ ПР в рабочем диапазоне расхода , %, определяют по формуле

  _ftKF ^идиап

  KFj-KF_flMan KF_flMan

  (32)

  •100.

  max

  6.4.6.7.4 Определение относительной погрешности. Относительную погрешность ПР 8 , %, определяют по формулам s = z_(p) (0_{2 +8}) если 0,8 £ e_s/S^, £8,                                (33а)

  8 = e_z, если 0_e/sXh > 8,                                             (336)

  где Z(P) - коэффициент, зависящий от доверительной вероятности Р и величины соотношения        , значение которого берут из

  таблицы Е.2 приложения Е.

  6.4.6.8 Определение погрешностей при реализации ГХ ПР в СОИ в виде кусочно-линейной аппроксимации.

  • 6.4.6.8.1 При таком виде реализации ГХ составляющие погрешности и относительную погрешность определяют для каждого k-го поддиапазона расхода.

  • 6.4.6.8.2 Определение случайной составляющей погрешности.

  Случайную составляющую погрешности ПР е_к, %, определяют по формуле Ek =t(P._n)Sr,                                                             (34)

  где S_k^F - значение СКО, определенное по формуле (22), %.

  При определении t_{(p п)} принимают: n=(nj+nj+i)k-

  • 6.4.6.8.3 Определение систематической составляющей погрешности. 6.4.6.8.3.1 Систематическую составляющую погрешности ПР 0_Ik, %,

  определяют (с учетом 6.4.7.2.3) по формуле

  ^=1,1-

  где

  

  г.

  8 мае Ок

  (35) составляющая систематической погрешности, обусловленная аппроксимацией ГХ ПР в k-м поддиапазоне расхода, %, определяемая по 6.4.6.8.3.2;

  относительная погрешность стабильности нуля в к-м поддиапазоне, %, определяемая по 6.4.6.8.3.3.

• 6.4.6.8.3.2 Составляющую систематической погрешности, обусловленную аппроксимацией ГХ ПР в k-м поддиапазоне расхода %, определяют по формуле .                                    , г

  _qKF 1 KFj-KFj+1

  ^к 2 KFj+KFj+i

•100.

(к)

• 6.4.6.8.4 Определение относительной погрешности.

Относительную погрешность ПР 8_к, %, определяют по формулам

8к =Z_(P)-(e_sk+s_k) если 0,8 SOa/S”¹ <8,                           (37а)

5_к = 0_£к, ^{если e}sk/^s!T > 8.                                              (376)

где Z<p) - коэффициент, зависящий от доверительной вероятности Р и величины соотношения 0_а/Э^, значение которого берут из таблицы Е.2 приложения Е.

• 6.4.6.9 Результаты поверки по п. 6.4.6 считаются положительными, если значения относительных погрешностей, определенных по 6.4.6.6.4 (или 6.4.6.7.4, или 6.4.6.8.4) - в зависимости от способа и вида реализации ГХ:

- для ПР, используемого в качестве контрольного

(|8|,|8_k|)s0,20%;                                                                    (38)

- для ПР, используемого в качестве рабочего (|8,|8_t|)<0,25%.

• 6.4.6.10 Если для ПР, применяемого (эксплуатируемого) в качестве контрольного, не выполняется условие (38) и для ПР, эксплуатируемого в режиме рабочего, не выполняется условие (39) - в зависимости от вида реализации ГХ, то выясняют причины, устраняют их и проводят повторные операции согласно разделам 6.4.6.5

• 6.4.6.11 При невыполнении одного из условий (38) или (39) рекомендуется:

- увеличить количество измерений в точках расхода;

-уменьшить рабочий диапазон, если ГХ ПР реализуется в ПЭП в виде постоянного значения градуировочного коэффициента Кф или коэффициента коррекции (meter-factor - MF_Aaan), или в СОИ в виде постоянного значения К-факгора в рабочем диапазоне KF_AMan, имп/г;

-увеличить количество точек разбиения рабочего диапазона (уменьшить поддиапазон расхода), если ГХ ПР реализуется в СОИ в виде кусочно-линейной аппроксимации значений kf j , имп/т.

При повторном невыполнении данных условий определение ОП ИКМ прекращают.

• 6.4.6.12 Проводят реализацию ГХ или в ПЭП, или в СОИ.

По результатам одного и того же проведения определения MX реализацию ГХ ПР одновременно и в ПЭП, и в СОИ не допускают.

• 6.4.6.13 ОП ИКМ принимают равной максимальному из значений относительной погрешности измерений массы ПР всех ИЛ.

• 6.4.7 Определение относительной погрешности измерений массы брутто нефти.

Относительную погрешность измерений массы брутто нефти SM, %, при применении прямого метода динамических измерений в соответствии с ГОСТ 8.587-2019 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Методики (методы) измерений» принимают равной максимальному значению относительной погрешности измерений ПР, входящих в состав СИКН.

Относительная погрешность ПР в диапазоне расходов на рабочей измерительной линии (ИЛ) не должна превышать ±0,25%,

• 6.4.8 Определение относительной погрешности СИКН измерений массы нетто нефти

Относительную погрешность измерений массы нетто нефти вычисляют по формуле

AW_MB²+AW_Mr,²+AW_xc²

Г, W_u.+W_Mn-i-W_>cl²

I¹ TOO J

• - предел допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, %;

• - абсолютная погрешность измерений массовой доли воды в нефти, вычисленная по формуле (42), %;

AW_Mn - абсолютная погрешность измерений массовой доли механических примесей в нефти, вычисленная по формуле (42), %;

д W_xc - абсолютная погрешность измерений массовой доли хлористых солей в нефти, вычисленная по формуле (42), %;

W_MB - массовая доля воды в нефти, %, принимают равной значению, указанному в паспорте качества нефти, сформированном во время проведения поверки;

W_Mn - массовая доля механических примесей в нефти, %, принимают равной значению, указанному в паспорте качества нефти, сформированном во время проведения поверки;

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

Mk=O,lJ*                   (41)

"хс

где ф_хс - массовая концентрация хлористых солей в нефти, мг/дм³, принимают равной значению, указанному в паспорте качества нефти, сформированном во время проведения поверки;

р_хс - плотность нефти, приведенная к условиям измерений массовой концентрации хлористых солей, кг/м³.

Абсолютную погрешность измерений массовых долей воды, механических примесей, и хлористых солей в нефти в лаборатории (А, %) вычисляют по формуле

_Л R²-r² 0,5 N__________

V2 ‘

где R, г - воспроизводимость и повторяемость (сходимость) метода определения соответствующего показателя качества нефти, значения которых приведены в ГОСТ 2477-2014, ГОСТ 21534-76, ГОСТ 6370-83,%.

Воспроизводимость метода определения массовой концентрации хлористых солей по ГОСТ 21534-76 принимают равной удвоенному значению сходимости (повторяемости) г, %. Значение сходимости (повторяемости) г_хс, выраженное по ГОСТ 21534-76 в мг/дм³, переводят в массовые доли, %, по формуле

(43)

где г_хс - сходимость метода по ГОСТ 21534-76, мг/дм³;

р_хс - плотность нефти при условиях измерений массовой концентрации хлористых солей, кг/м³. ~                                        ~

Значения относительной погрешности измерений массы нетто нефти не должны превышать ±0,35 %.

7 Оформление результатов поверки

• 7.1 Результаты поверки оформляют протоколом по форме, приведенной в приложении А.

• 7.2 Сведения о результатах поверки направляют в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений.

• 7.3 При положительных результатах поверки по заявлению владельца системы оформляется свидетельство о поверке.

В случае выполнения операций по п.п. 6.4.2 - 6.4.5 настоящей методики ИВК пломбируют с помощью проволоки и свинцовой (пластмассовой) пломбы с нанесением знака поверки давлением на пломбу, установленной на контровочной проволоке, пропущенной через специальные отверстия, предусмотренные на корпусе контроллера.

В случае выполнения операций по п. 6.4.6 настоящей методики ПР пломбируют с помощью проволоки и свинцовой (пластмассовой) пломбы с нанесением знака поверки давлением на пломбу, установленной на контровочных проволоках, пропущенных через отверстия шпилек, расположенных на диаметрально противоположных фланцах.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.

• 7.4 При отрицательных результатах поверки СИКН к эксплуатации не допускают и выписывают извещение о непригодности к применению.

Раздел 7 (Измененная редакция, Изм. №1)

Приложение А (рекомендуемое) Форма протокола поверки СИКН

Протокол №______________

поверки системы измерений количества и показателей качества нефти №425 на ЛПДС «Салават» Туймазинского НУ АО «Транснефть-Урал» номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений________________

Диапазон измерений: ____________________________________________________

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти в диапазоне измерений, не более, %:________________________________________

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти в диапазоне измерений, не более, %:_________________________________________

Заводской номер: _______________________________________________________

Принадлежит: ________________________________________________________

Место проведения поверки:________________

Поверка выполнена с применением эталонов:__________________________________

__________________________________регистрационный №_________________ Методика поверки: ______________________________________________________

Условия проведения поверки СИКН:

Температура окружающей среды: _________

Атмосферное давление:___________________

Относительная влажность:________________

Результаты поверки:

1. Внешний осмотр (п.6.1 МП)__________________________________

(соответствует/не соответствует)

2. Подтверждение соответствия ПО СИКН (п.6.2 МП) Таблица А.1 - Идентификационные данные ПО АРМ оператора

Идентификационные данные	Значение, полученное во время поверки СИКН	Значение, указанное в описании типа СИКН
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер ПО)
Цифровой идентификатор ПО
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

Таблица А.2 - Идентификационные данные ПО контроллеров

Идентификационные данные	Значение, полученное во время поверки СИКН	Значение, указанное в описании типа СИКН
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер ПО)
Цифровой идентификатор ПО
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

• 3. Опробование (п. 6.3 МП)____________________________

(соответствует/не соответствует)

• 4. Определение MX СИКН (п. 6.4 МП)

  • 4.1 Определение MX СИ, входящих в состав СИКН (п. 6.4.1 МП)

Таблица А.З - Сведения о поверке СИ, входящих в состав СИКН:

Наименование СИ	Заводской номер	Сведения о поверке (номер свидетельства (при наличии), дата поверки)

4.2. Определение MX ИК силы тока (п. 6.4.2 МП)

Аналоговый вход________

№ п/п	X, мА	Y, мА	У,%
1	4,000
2	8,000
3	12,000
4	16,000
5	20,000

• 4.3 Определение MX ИК частоты (п. 6.4.3 МП)

Частотный вход________

№ п/п	X, мА	Y, мА	Д/, Гц
1	4,000
2	8,000
3	12,000
4	16,000
5	20,000	■ - ......- ■- ---

• 4.4 Определение MX ИК количества импульсов (п. 6.4.4 МП)

Импульсный_______

№ п/п	Частота, Гц	Заданное, имп.	Действ., имп.	Д№, имп.
1	50,000	10000
	5000,000	10000
	10000,000	10000

• 4.5 Определение пределов относительной погрешности СИКН при измерении массы брутто нефти (п. 6.4.5 МП).

• 4.6 Определение пределов относительной погрешности СИКН при измерении массы нетто нефти (п. 6.4.6 МП)

Заключение: система измерений количества и показателей качества нефти СИКН №425 на ЛПДС «Салават» Туймазинского НУ АО «Транснефть-Урал» признана ___________к дальнейшей эксплуатации годной/не годной

Должность лица проводившего

поверку:

(подпись)      (инициалы, фамилия)

Дата поверки: «_____» _____________ 20___г.

Приложение Б

(рекомендуемое) Форма протокола определения относительной погрешности ИК массы и массового расхода нефти с помощью рабочего эталона

ПРОТОКОЛ №__________

определения относительной погрешности ИК массы и массового расхода нефти

Место проведения определения MX:_______________________________________

ПР: сенсор:________, DN___мм, зав. №______, ПЭП______, зав. №________

модель                                                         модель

установлен на               ИЛ №

----------СЙКН-------- ----------------

Рабочая жидкость________

Средства определения MX:

ТПУ типа_______, разряд_______, зав. №_______, дата поверки_______

Поточный ПП типа_______,        зав. №_______, дата поверки_______

Таблица Б. 1- Исходные данные

ТПУ
Детекторы	V™ , м3	§ТПУ > °/°	D, мм	S, мм	Е, МПа	а,, °C-’	^ТПУ • °C
1	2	3	4	5	6	7	8

Окончание таблицы Б.1

Поточного ПП		У	ОИ	ПР
8Пп > %	» °C	5УОИ, %	KF^ , ИМП/Т	ZS, т/ч
9	10	11	12	13

Т а б л и ц а Б.2 - Результаты единичных измерений и вычислений

№ точ / № изм. (i/j)	Qu. т/ч	Результаты измерений
		по ТПУ				по ПП
		детекторы	T.J.C	ГТПУ 1у > °C	—ТПУ Pij , МПа	пп Ру > кг/м3	t?n, °C	рпп ГУ > МПа
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1/1
...
1 / п1
• • •
т/1
...
т/пт

Окончание таблицы Б.2

№ точ /№ изм. (i/j)	Результаты измерений	Результаты вычислений
	по ПР
	N“ac, имп	VTny м3 Vnpij > М	Р™,кг/М3	М^.т	М^.т	MF.J
1	10	11	12	13	14	15
1/1
• • •
1/пт
...
m/1
■ ■ ■
m/nm

Таблица Б.З- Значения коэффициентов, использованных при вычислениях

f(P.n)	z(p)
1	2

Т а б л и ц а Б.4 - Результаты определения MX (при реализации ГХ в ПЭП)

Точка расхода G)	Qj.t/ч	MF j	О MF °диап ’ %	аг . %	М^диаП1 имп/т		е,%	е£,%	5,%
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1
• • .
m

Таблица Б.4- Результаты определения MX (при реализации ГХ в СОИ в виде постоянного значения К-фактора в рабочем диапазоне)

Точка расхода 0)	Qj, т/ч	KFj, имп/r	qKF °диап ’ %	аг . %	KFflMan, имп/т	ftKF °диап ’ %	е,%	ez,%	5,%
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1
...
m

Таблица Б.4 - Результаты определения MX (при реализации ГХ в СОИ в виде кусочно-линейной аппроксимации значений kf J

Точка расхода 0)	Qj. т/ч	KFj, имп/т	№ поддиапазона (Ю ; и	н о -	®ктах > Т/Ч	,%	S мае О Ок ’ %	с %	ек °/о	%	8к %
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
1			1
2			...
...			т-1
m

Заключение: ПР к дальнейшей эксплуатации _______________в качестве____

(годен, не годен)

рабочего и контрольного, или контрольного, или рабочего

Должностное лицо, проводившее ОП ИКМ:          _________ ____________

(подпись)         (иниц иалы, фамилия)

Дата проведения ОП ИКМ «____» ____________ 20____г.

Примечание - При формировании (оформлении) протокола определения MX форму таблицы 4 выбирают в зависимости от способа и вида реализации ГХ ПР.

Значение расхода Qg, т/ч, округляют и записывают в протокол определения MX с четырьмя значащими цифрами.

Количество импульсов NJ”⁰, имп, измеряют и его значение записывают в протокол определения MX с двумя знаками после запятой (т.е. с долями периодов), если N"⁸⁰ £ 10000. При N** > 10 000 допускается количество импульсов измерять и его значение записывать в протокол без долей периодов.

Значения времени прохождения шаровым поршнем калиброванного участка ТПУ т_д, с, записывают в протокол определения MX после округления до двух знаков после запятой.

Значения давления Р™^У, Р"^п, МПа, температуры t™, tJⁿ, °C, рабочей жидкости записывают в протокол определения MX после округления до двух знаков после запятой - при использовании преобразователей давления и датчиков температуры.

При применении манометров и термометров значения перечисленных параметров записывают в протокол определения MX с одним знаком после запятой.

Значения вместимости калиброванного участка ТПУ V™, м³, в протокол определения MX записывают после округления до шести значащих цифр.

Значения плотности рабочей жидкости р™, pJJ, кг/м³, в протокол определения MX записывают после округления до пяти значащих цифр.

Значения массы рабочей жидкости MJ⁹, М^, т, в протокол определения MX записывают после округления до шести значащих цифр.

Значения коэффициентов коррекции измерений массы MF_y, mFj, MF_AMan в протокол определения MX записывают и в память ПЭП вводят значение MF_AMan после округления до 5-ти значащих цифр.

Значения К-факгора kf_koh0 , KF_(j, KFj, KF_AMan, имп/т, округляют, исходя от количества знаков, вводимых в память СОИ (кроме KF_(j), используемой в составе СИКН. В протокол определения MX записывают значения после округления.

Значение градуировочного коэффициента Кф в протокол определения MX записывают и в память ПЭП вводят значение, округленное до пяти значащих цифр.

Значения CKO s^n . S^,, S^, %, и погрешностей е, s_k, 0_S, 0_а, е£,_п, е^_п, (£^F, 8 , 6_к, %, записывают в протокол определения MX после округления их до трех знаков после запятой.

Приложение В Коэффициенты линейного расширения at и значения модуля упругости Е материала стенок ТПУ

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

Таблица В.1- Коэффициенты линейного расширения и значения модуля упругости материала стенок ТПУ__________________________________________

Материал стенок ТПУ	at, °C’1	Е, МПа
1	2	3
Сталь углеродистая	1Ux10*	2,1 х 10s
Сталь легированная	11,0x10*	2,0 x10s
Сталь нержавеющая	16,6x10*	1,0 х 10ь
Латунь	17,8x10*	-
Алюминий	24,5x10*
Медь	17,4x10*	-
Примечание - Если значения at и Е приведены в паспорте ТПУ, то в расчетах используют паспортные значения.

Приложение Г Определение коэффициентов объемного расширения и сжимаемости рабочей жидкости

Г.1 Коэффициенты объемного расширения Рж, °C¹, и сжимаемости у_ж, МПа'¹, определяют по реализованным в УОИ или АРМ оператора алгоритмам, разработанным с учетом требований Р 50.2.076-2010.

Г.2 При отсутствии алгоритмов по Г.1 коэффициенты объемного расширения рж, °C'¹, и сжимаемости у_ж, МПа'¹, определяют для нефти по таблицам Р 50.2.076-2010.

Приложение Е Определение значений квантиля распределения Стьюдента t<p,n) и коэффициента Zf_P)

Р = 0,95

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

Л - 1	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17
t(P.n)	2,571	2,447	2,365	2,306	2,262	2,228	2,203	2,179	2,162	2,145	2,132	2,120	2,110

Е.1

n -1	18	19	20	21	22	23	24	25	26	27	28	29	30
t(P,n)	2,101	2,093	2,086	2,08	2,07	2,07	2,06	2,06	2,06	2,05	2,05	2,05	2,04

Е.2 Значение коэффициента Z(_P) при Р = 0,95 в зависимости от величины соотношения 0_x/S определяют из таблицы Е.2 (0_s/S ->       , или e^/S^ , или

e_a/sr>

Таблиц	a Е.2 - Значения коэффициента Z/P) при P =						0,95
e,/s	0,5	0,75	1	2	3	4	5	6	7	8
Z(P)	0,81	0,77	0,74	0,71	0,73	0,76	0,78	0,79	0,80	0,81

29