Методика поверки «Система измерений количества и показателей качества нефти №593 » (МП 375-19)

УТВЕРЖДАЮ

Директор ФБУ «Томский ЦСМ»

____I__М.М. Чухланцева «      » О Y 2019 г.

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и показателей качества нефти № 593 ООО «Томская нефть»

Методика поверки

МП 375-19

Томск

2019

Содержание

• 1 Общие положения

• 2 Операции поверки

• 3 Средства поверки

• 4 Требования к квалификации поверителей

• 5 Требования безопасности

• 6 Условия поверки

• 7 Подготовка к поверке

• 8 Проведение поверки и обработка результатов измерений

• 9 Оформление результатов поверки

Приложение А (справочное) Коэффициенты линейного расширения (at) и значения модуля упругости (Е) материала стенок ТПУ

Приложение Б (рекомендуемое) Вычисление значенийЕ^у ир™- при использовании ИВК

Приложение В (справочное) Определение значений квантиля распределения

Стьюдента t(p,n) и коэффициента Zp

Приложение Г (справочное) Методика градуировки поточного 1111 в условиях

эксплуатации

Приложение Д (рекомендуемое) Форма протокола поверки

• 1.1  Настоящая методика поверки распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти № 593 ООО «Томская нефть» (далее - СИКН) и устанавливает методы и средства ее первичной и периодической поверок.

• 1.2  Первичную поверку СИКН выполняют перед вводом в эксплуатацию или после ремонта (замены) средств измерений, входящих в состав СИКН и влияющих на метрологические характеристики. Периодическую поверку СИКН выполняют в процессе эксплуатации через установленный интервал между поверками.

• 1.3  Интервал между поверками СИКН - 1 год.

• 1.4  Определение метрологических характеристик измерительных каналов СИКН проводят покомпонентным (поэлементным) способом.

• 1.5  Определение метрологических характеристик измерительных каналов массового расхода и плотности нефти допускается проводить комплектным способом.

• 1.6  В случае непригодности средств измерений СИКН, допускается их замена на однотипные (с тем же регистрационным номером в ФИФОЕИ) с аналогичными метрологическими характеристиками, прошедшие поверку. Замена оформляется актом.

• 1.7  В случае неисправности компонентов СИКН их направляют в ремонт. При этом на время ремонта допускается использовать однотипные средства измерений, прошедшие поверку. После ремонта выполняют поверку каждого отказавшего СИ, установленного на измерительных линиях, при этом поверка СИКН в целом не проводится. В случае ремонта ИВК выполняют поверку СИКН в целом.

• 1.8  В тексте приняты следующие сокращения и обозначения:

  АРМ оператора	- автоматизированное рабочее место;
  БИЛ	- блок измерительных линий;
  БИК	- блок измерений показателей качества нефти;
  БПУ	- блок поверочной установки;
  ИВК	- комплексы измерительно-вычислительные расхода и количества жидкостей и газов «АБАК+»;
  ИК	- измерительный канал;
  КМХ	- контроль метрологических характеристик;
  МП	- методика поверки;
  ПО	- программное обеспечение;
  ПМР	- преобразователь массового расхода (счетчик-расходомер массовый);
  СИ	- средство измерений;
  СИКН	- система измерений количества и показателей качества нефти № 593 ООО «Томская нефть»;
  СОИ	- система обработки информации;
  ПУ	- поверочная установка;
  ФИФОЕИ	- Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений.

• 2.1 При проведении поверки СИКН выполняют следующие операции:

• - внешний осмотр;

• - проверка условий эксплуатации СИКН;

• - опробование;

• - подтверждение соответствия программного обеспечения;

• - проверка метрологических характеристик СИКН.

• 2.2 Если при проведении какой-либо операции поверки получен отрицательный результат, дальнейшую поверку не проводят.

• 3.1  При проведении поверки применяют основные средства поверки, перечень которых приведен в таблице 1. Допускается использовать аналогичные средства поверки, обеспечивающие проверку метрологических и технических характеристик СИКН с требуемой точностью.

• 3.2  Средства измерений, применяемые при поверке, должны быть внесены в ФИФОЕИ и иметь действующие свидетельства о поверке и (или) знаки поверки.

• 3.3  При проведении поверки средств измерений, входящих в состав СИКН, применяют средства поверки, указанные в МП соответствующих СИ.

• 3.4  При проведении покомпонентной (поэлементной) поверки, применяют средства поверки, указанные в документах на поверку соответствующих СИ, входящих в состав СИКН.

Таблица 1 - Средства поверки

Поверка СИКН должна выполняться специалистами, имеющими группу допуска по электробезопасности не ниже второй, удостоверение на право работы на электроустановках до 1000 В, прошедшими инструктаж по охране труда на рабочем месте, изучившими эксплуатационную документацию на СИКН, ее составные части и настоящую методику поверки.

• 5.1  При проведении поверки должны выполняться требования действующих документов: «Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств», «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», «Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей» и «Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок».

• 5.2  При проведении поверки необходимо соблюдать требования безопасности, указанные в эксплуатационной документации на средства поверки, СИКН, средства измерений и оборудование, входящие в состав СИКН.

• 6.1 Поверку выполняют в рабочих условиях эксплуатации СИКН:

- температура окружающей среды для СИ в составе БИЛ,

БИК и БПУ, °С                                        от плюс 15 до плюс 40;

• - температура окружающей среды для СИ в составе СОИ, °С от плюс 15 до плюс 25;

• - относительная влажность воздуха, %, не более                                90;

• - атмосферное давление, кПа                                        от 84 до 106.

• 6.2 Параметры ипокгыаиепи тзаарли йнефти й амесие эксплтатацииСИКНдолжны соответствовать требованиям, приведенным в описании типа СИКЫ и инструкции «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 593 ООО «Томская нефть».

• 7.1  Ыа поверку СИКЫ представляют следующие документы:

• - свидетельство о предыдущей поверке СИКЫ (при выполнении периодической поверки);

• - описание типа СИКЫ;

• - инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти № 593 ООО «Томская нефть» (инструкция по эксплуатации);

• - ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 593 ООО «Томская нефть» (методика измерений);

• - эксплуатационная документация на средства измерений, входящие в состав СИКЫ.

• 7.2  Перед выполнением операций поверки необходимо изучить настоящий документ, эксплуатационную документацию на поверяемую СИКЫ и ее компоненты.

• 7.3  Ыепосредственно перед выполнением поверки необходимо подготовить средства поверки к работе в соответствии с их эксплуатационной документацией.

• 8.1  Внешний осмотр

  • 8.1.1   При внешнем осмотре проверяют соответствие СИКЫ следующим требованиям:

• - на компонентах СИКЫ не должно быть загрязнений, механических повреждений, дефектов покрытия, непрочности крепления разъемов и других элементов, присутствия следов коррозии, ухудшающих внешний вид и препятствующих применению;

• - надписи и обозначения на компонентах СИКЫ должны быть четкими и соответствовать технической документации.

Результаты проверки положительные, если выполняются вышеперечисленные требования. При оперативном устранении пользователем СИКЫ недостатков, замеченных при внешнем осмотре, поверка продолжается по следующим операциям.

8.2 Проверка условий эксплуатации СИКЫ

• 8.2.1   Проверку условий эксплуатации компонентов СИКЫ, установленных в БИЛ, БИК, БПУ и СОИ, проводят сравнением фактических условий применения с рабочими условиями эксплуатации, приведенными в 6.1 настоящей МП и документации на СИКЫ.

• 8.2.2   Проверяют, что фактические значение параметров и показателей нефти, отображаемые на АРМ оператора и дисплее ИВК, находятся в диапазонах измерений, указанных в описании типа СИКЫ и методике измерений.

Результаты проверки положительные, если фактические условия эксплуатации СИКЫ, параметры и показатели качества нефти соответствуют значениям, приведенным в

• 6.1 нтcлсощeо МП, аииcлыии типпСИКН и мсосддк:e asM^ot^^

• 8.3 Опробование

• 8.3.1   Опробование СИКН проводят в соответствии с инструкцией по эксплуатации на СИКН. Проверяют правильность выполнения следующих функций:

• - измерение и отображение текущих значений технологических и учетных параметров нефти;

• - выполнение контроля метрологических характеристик (КМХ) ПМР по ПУ и по контрольному ПМР;

• - выполнение КМХ поточного влагомера и поточного преобразователя плотности по результатам испытаний в лаборатории;

• - формирование, хранение и вывод на печать текущих и архивных данных: журналов, трендов, паспорта качества нефти, акта приема-сдачи нефти;

• - запись и хранение архивов;

• - регистрация событий в журнале;

Проверку правильности выполнения функций КМХ преобразователей СИКН допускается не проводить, если предоставлены соответствующие протоколы КМХ.

Результаты проверки положительные, если выполняются вышеперечисленные функции, на АРМ оператора отображаются текущие и архивные значения технологических и учетных параметров СИКН, формируются протоколы и отчеты.

• 8.3.2   Подтверждение соответствия программного обеспечения

• 8.3.2.1  Проверка идентификационных данных программного обеспечения

• 8.3.2.1.1  Проверку идентификационных данных ПО ИВК проводят в процессе функционирования СИКН в соответствии с руководством по эксплуатации ИВК. К идентификационным данным ПО ИВК относятся:

• - идентификационное наименование ПО;

• - номер версии ПО;

• - значения цифровых идентификаторов метрологически значимой части ПО ИВК.

Идентификационные данные ПО ИВК приведены в таблице 1

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Результаты проверки положительные, если наименование, номер версии и значения цифровых идентификаторов метрологически значимой части ПО ИВК соответствуют данным, указанным в таблице 1 настоящей МП.

• 8.4 Проверка метрологическгосхарактеристик С1ИСН

• 8.4.1 Метрологитескиг характеристики И К СИКН определяют расчеппр-экспериментальным способом (согласно МИ 2439). Основные и дополнительные погрешности СИ берут из описания типа или эксплуатационной документации. При покомпонентном (поэлементном) способе проверку метрологических характеристик СИ, входящих в состав СИКН, выполняют экспериментально в соответствии с утверждёнными методиками поверки на каждый тип СИ, приведенными в таблице 2.

Таблица 2 - Методики поверки средств измерений СИКН

• 8.4.2 Метрологические характеристики ИК рассчитывают по СИ, входящих в состав СИКН, в соответствии с методикой, приведённой в 8.4.5 настоящей методики поверки. Допускается не проводить расчет фактической погрешности ИК СИКН при условии, что подтверждены метрологические характеристики компонентов ИК СИКН.

• 8.4.3  Метрологические характеристики измерительных и комплексных компонентов СИКН принимают равными значениям, приведённым в эксплуатационной документации (паспорт, формуляр и др.) на средства измерений при наличии на них свидетельств и (или) знаков поверки.

• 8.4.4 Исходные допущения для определения погрешности ИК СИКН

Погрешности компонентов СИКН относятся к инструментальным погрешностям. Факторы, определяющие погрешность, - независимы.

Погрешности компонентов СИКН - не коррелированы между собой.

Законы распределения погрешностей компонентов СИКН - равномерные.

• 8.4.5 Методика расчета погрешностей ИК СИКН

• 8.4.5.1  Пределыртдолительной плгреш нпсти ШК массового расхода нсфод, %, определяют по формуле

= L_MP + (АчА ■ loo) + (s_gp ■ АР ■ 10) ² + «Сои               (1)

где 5пмр - пределы допускаемой основной относителгной погрешности ПМР, %;

Aqt - дополнителгная абсолютная погрешность ПМР от изменения температуры среды на 1 ⁰С, кг/ч;

At - изменение температуры измеряемой среды от температуры среды при установке нуля ПМР, ⁰С;

q_m - измеренный массовый расход, кг/ч;

5qp - дополнителгная относителгная погрешностг ПМР от изменения давления измеряемой среды на 0,1 МПа, %;

AP - изменение давления измеряемой среды от давления среды при калибровке ПМР, МПа;

5сои - допускаемая относителгная погрешностг преобразования входного импулгсного сигнала в значения массового расхода СОИ, %.

Пределы относителгной погрешности ИК массового расхода нефти не должны превышатг ±0,20 % для ИК с контролгным ПМР в составе (контролгно-резервная измерителгная линия), и ±0,25 % для ИК с рабочим ПМР в составе (рабочая измерителгная линия).

Влияние изменений температуры среды при измерениях от температуры среды при поверке необходимо компенсироватг с помощгю процедуры установки нуля при рабочих условиях.

Влияние изменений давления среды при измерении от давления среды при поверке необходимо компенсироватг с помощгю ввода значений давления как фиксированного коэффициента корректировки показаний ПМР или встроенной автоматической компенсации.

• 8.4.5.2  Пределы абсолютной погрешности ИК плотности нефти, кг/м³, определяют по формуле

А^{р =} 100     ^{+                                     (2)}

где р - измеренная плотностг нефти, кг/м3;

- относителгная погрешностг плотномера, %;

5сои - относителгная погрешностг преобразования входных сигналов в значения плотности СОИ, %.

Относителгную погрешностг плотномера определяют по формуле

в, =      '¹⁰⁰) ^{2 +         100}) ⁺ ₍^Apr^P ’¹⁰⁰)²              (3)

где    Аоа - пределы допускаемой основной абсолютной плoтнoопepa, кг/м³;

Apt - пределы дополнителгной абсолютной погрешности плотномера от изменения температуры среды на 1 ⁰С, кг/м3;

At - изменение температуры измеряемой среды, ⁰С;

брр - пределы дополнителгной абсолютной погрешности плотномера от изменения давления измеряемой среды на 0,1 МПа, %;

AP - изменение давления измеряемой среды, МПа;

Относителгную погрешностг преобразования входных сигналов в значения плотности СОИ определяют по формуле

;   -A²   -l- А²

СОИ —  °оСОИ + °«СОИ

где   босой - пределы допускаемой основной относительной погрешности при

преобразовании входного частотного сигнала СОИ, %;

6/сои - пределы допускаемой дополнительной относительной погрешности при преобразовании входного частотного сигнала СОИ, вызванной изменением температуры окружающей среды от нормальной на 1 ⁰С, %.

Пределы абсолютной погрешности ИК плотности нефти не должны превышать ±0,3 кг/м³.

• 8.4.5.3 Пределы приведенной погрешности ИК избыточного давления нефти, МПа, определяют по формуле

  

  (5)

где Р - измеренное избыточное давление нефти, МПа;

Рв - верхний предел измерений ИК избыточного давления нефти, МПа;

боР - пределы допускаемой основной относительной погрешности датчика давления, %;

б/р - пределы допускаемой дополнительной относительной погрешности датчика давления от изменения температуры окружающей среды на каждые 10 ⁰С, %.

боСОИ - пределы допускаемой основной относительной погрешности СОИ при преобразовании входного аналогового сигнала силы тока от 4 до 20 мА, %;

б/сои - пределы допускаемой дополнительной относительной погрешности СОИ при преобразовании входного аналогового сигнала силы тока от 4 до 20 мА, вызванной изменением температуры окружающей среды от нормальной на 1 ⁰С, %.

Относительные погрешности компонента ИК СИКН определяют по формуле .    X_R - Хн

■ном

где у - пределы допускаемой приведённой погрешности компонента ИК СИКН, нормированной для диапазона измерений;

Хв и Хн - верхний и нижний пределы диапазона измерений компонента ИК СИКН (в тех же единицах, что и Хном);

Примечание - Если приведённая погрешность у нормирована для верхнего предела диапазона измерений, то Хн=0.

Хном - номинальное значение измеряемой величины, для которой рассчитывают относительную погрешность измерений, единица величины.

Для СОИ определяют значение силы тока, соответствующей номинальному значению. Расчёт значения силы тока 1ном, мА, соответствующей номинальному значению измеряемой величины Хном проводят по формуле

где D сигнала разница между верхним и нижним пределами диапазона измерений входного сигнала СОИ, мА;

Dhhh - разница между верхним и нижним пределами диапазона измерений ИК (в тех же единицах, что и Хном).

Пределы приведенной погрешности ИК избыточного давления нефти СИКН не должны превышать ±0,5 %.

• 8.4.5.4 Пределы абсолютной погрешности ИК температуры нефти, ⁰С, определяют по формуле

Д_т— ДпиП + ДоВИП + ДсИП + ДуВИП + ДоСОИ + Дсси

где Апин - пределы допускаемого преобразователя температуры, °С;

Довип - пределы допускаемой преобразователя температуры, °С;

Д/вип - пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности вторичного преобразователя температуры от влияния изменения температуры окружающего воздуха на 28 ⁰С, °С;

Довип - пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности вторичного преобразователя температуры от изменения напряжения питания на 1 В, °С;

Досои - пределы допускаемой основной абсолютной погрешности СОИ при преобразовании входного аналогового сигнала силы тока от 4 до 20 мА, °С;

Д/сои - пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности СОИ при преобразовании входного аналогового сигнала силы тока от 4 до 20 мА, вызванной изменением температуры окружающей среды от нормальной на 1 ⁰С, °С.

Для расчёта погрешности ИК температуры нефти по формуле (8) погрешность компонента ИК температуры нефти СИКН переводят в абсолютную форму по формуле где у - переделы допускаемой приведенной погрешности компонента ИК температуры нефти СИКН, %

Хв и Хн - верхний и нижний пределы измерений ИК температуры нефти СИКН, ⁰С.

Пределы абсолютной погрешности ИК температуры нефти СИКН не должны превышать ±0,2 ⁰С.

• 8.4.5.5 Пределыотносительной погрошнооти ИК объемноо доли воды, %, определяют по формуле

Uw = J^Sow + ^Xtw + ^Ло²сои + ^ЛСсои                            ⁽¹⁰⁾

где   Зои- - пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений

влагомера, %;

5/w - пределы допускаемой дополнительной относительной погрешности измерений влагомера при изменении температуры измеряемой среды на каждые 10 ⁰С, %;

Зосои - пределы допускаемой основной относительной погрешности СОИ при преобразовании входного аналогового сигнала силы тока от 4 до 20 мА, %;

6/сои - пределы допускаемой дополнительной относительной погрешности СОИ при преобразовании входного аналогового сигнала силы тока от 4 до 20 мА, вызванной изменением температуры окружающей среды от нормальной на 1 ⁰С, %.

Пределы допускаемой основной и дополнительной относительной погрешности измерений влагомера определяют по формуле

3=^Д-100                                     (11)

где Л - пределы допускаемой основной или дополнительной абсолютной погрешности измерений влагомера, %;

Х - результат измерений объемной доли воды, %.

Пределы допускаемой основной и дополнительной относительной погрешности СОИ при преобразовании входного аналогового сигнала силы тока от 4 до 20 мА определяют по формуле (6).

Пределы относительной погрешности ИК объемной доли воды не должны превышать ± 0,1 %.

• 8.4.6 Комплектный способ определения погрешности ИК массового расхода нефти

Комплектный способ определения погрешности ИК массового расхода нефти является предпочтительным. При отсутствии необходимых эталонов или при невозможности их применения определение относительной погрешности ИК массового расхода нефти проводят покомпонентным (поэлементным) способом

• 8.4.6.1 Последовательно к ПМР из состава поверяемого ИК подключают ПУ и подготавливают технологическую схему к гидравлическим испытаниям и проверке на герметичность.

• 8.4.6.2 Используют один из двух вариантов подключения ПМР к ПУ:

• - вариант 1. Рабочий ПМР из состава ИК массового расхода нефти подключают последовательно с контрольно-резервным. При этом варианте измерения массы рабочей жидкости, проходящей (прошедшей) через технологическую поверочную схему, рекомендуется проводить, используя контрольно-резервный ПМР.

• - вариант 2. ПМР из состава ИК массового расхода нефти подключают к ПУ.

• 8.4.6.3 Включают в работу поточный 1111 из состава СИКН, выполнив соответствующие технологические переключения.

• 8.4.6.4 Технологические переключения по 8.4.6.1 - 8.4.6.3 проводят с соблюдением требований эксплуатационной документации СИКН.

• 8.4.6.5 Проверяют закрытое положение (при необходимости закрывают) дренажных и воздушных вентилей (кранов), установленных на технологических трубопроводах СИКН, ПУ и в БИК.

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

• 8.4.6.7 Проверяют отсутствие протечек рабочей жидкости через запорные органы задвижек (шаровых кранов), дренажных и воздушных вентилей (кранов) при их закрытом положении. В случае отсутствия возможности проверки герметичности запорных органов задвижек, вентилей (кранов) или при установлении наличия протечек, во фланцевые соединения устанавливают металлические заглушки («блины»),

• 8.4.6.8 Проверяют отсутствие воздуха (газа) в технологической схеме. При любом значении расхода (в рабочем диапазоне) проводят несколько пусков шарового поршня ПУ. Открывая воздушные вентили, установленные на ПУ, на верхних точках технологической схемы, в БИК, проверяют наличие воздуха (газа), при необходимости воздух (газ) выпускают. Считают, что воздух (газ) в технологической схеме отсутствует, если из вентилей вытекает струя рабочей жидкости без пузырьков воздуха (газа).

• 8.4.6.9 Контролируют стабилизацию температуры рабочей жидкости в технологической схеме, для чего при любом расходе проводят несколько последовательных пусков шарового поршня ПУ (контроль проводят посредством СИ температуры, входящих в состав СИКН). Температуру считают стабильной, если за один проход поршня изменение температуры не превышает 0,2 ⁰С.

• 8.4.6.10 Проводят установку нуля ПМР согласно заводской (фирменной) инструкции по эксплуатации данной модели ПМР.

• 8.4.6.11 В ИВК вводят исходные данные:

• - вместимость калиброванного участка ШУ согласно свидетельству о ее поверке;

• - пределы допускаемой относительной погрешности ПУ;

• - диаметр и толщина стенок калиброванного участка ПУ;

• - коэффициент линейного расширения и значение модуля упругости материала стенок;

• - пределы допускаемых абсолютных погрешностей датчиков температуры (или термометров), используемых в процессе поверки для измерений температуры рабочей жидкости в ПУ и поточном ПП;

• - пределы допускаемой относительной погрешности поточного ПП;

• - пределы допускаемой относительной погрешности ИВК при вычислении коэффициентов преобразования ПМР;

• - коэффициент преобразования ПМР по импульсному выходу, вводимый в память ИВК при конфигурировании сенсора, первичного электронного преобразователя ПМР;

• - стабильность нуля ПМР.

• 8.4.6.12 Представители сдающей и принимающей сторон определяют способ (в первичном электронном преобразователе (далее - ПЭП) ПМР или в ИВК) и вид реализации градуировочной характеристики (далее - ГХ) ПМР.

• 8.4.6.13 Метрологические характеристики ИК массового расхода нефти определяют при крайних значениях расхода рабочего диапазона в значениях, установленных с интервалом от 25 до 30 % от максимального расхода рабочего диапазона. Допускается определение метрологических характеристик проводить в трех точках рабочего диапазона: при минимальном (Qmin), среднем (0,5 • (Qmin+Qmax)) и максимальном (Qmax) значениях расхода (т/ч). Требуемые значения расхода устанавливают, начиная от Qmin в сторону увеличения или от Q max в сторону уменьшения.

• 8.4.6.14 Устанавливают требуемый расход Qj (т/ч), значение которого контролируют по 8.4.6.15 - 8.4.6.15 в зависимости от варианта подключения ПМР.

• 8.4.6.15 Если ПМР подключают по варианту 2 (см. 8.4.6.2), то контроль соответствия установленного расхода Qi требуемому значению проводят в следующем

  порядке.

  После установления расхода запускают поршень, измеряют время прохождения поршня по калиброванному участку ПУ и вычисляют значение расхода в j -й точке расхода Qiry, т/ч, по формуле

Ео^ПУ • 3600 _{ПП 3}

Qnyi=^=--р^-10-³

Т где    ЦП^{У _} вместимость калиброванного участка ПУ, согласно свидетельству о поверке

ПУ, м³;

Tj - время прохождения поршнем калиброванного участка ПУ в j-й точке расхода, с; рП^п - плотность рабочей жидкости, измеренная поточным ПП при установлении расхода в j-й точке, кг/м3.

Проверяют выполнение условия

Qj ' Qnyi

^{1 j} -100 < 2 %

Qnyj

В случае невыполнения условия (13) корректируют расход, контролируя его значение по 8.4.6.16.

• 8.4.6.16 При подключении ПМР из состава поверяемого ИК по варианту 1 (см.8.4.6.2) требуемое значение поверочного расхода устанавливают, используя результаты измерений контрольно-резервным ПМР. Операции по 8.4.6.15 не проводят.

• 8.4.6.17 После стабилизации расхода и температуры рабочей жидкости в j-й точке расхода проводят серию измерений, последовательно запуская поршень ПУ. Количество измерений в каждой j-й точке расхода nj: не менее пяти.

• 8.4.6.18 Для каждого i-го измерения в каждой j-й точке расхода регистрируют (отсчитывают) и записывают в протокол поверки:

• - время прохождения поршнем калиброванного участка ПУ Ту, с;

• - значение массового расхода Qj, т/ч;

Примечания

• 1. Расход Q,, измеряют контрольно-резервным ПМР при схеме подключения по варианту 1 (см. 8.4.6.2). При схеме подключения по варианту 2 (см. 8.4.6.2) расход измеряют поверяемым массомером или вычисляют его значение, используя формулу (12).

• 2. При реализации ГХ ПМР в ИВК в виде линейно-кусочной аппроксимации рекомендуется дополнительно регистрировать выходную частоту ПМР (Гц).

• - количество импульсов, выдаваемое ПМР за время одного измерения, Nij^ac, импульсы;

• - значения температуры t-]^y, ⁰С, и давления Р^У, МПа, в ПУ;

Примечание - Значения ?П^У и Р?У вычисляют по алгоритму

а = 0,5 • (а_вх + а_вьк)                                                  (14)

где      а - среднее арифметическое значение параметра ([ У или рПУ);

а_Вх, а_Вых - значения параметров (температуры и давления), измеренные соответствующими СИ, установленными на входе и выходе ПУ.

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

• - значения температуры t™, ⁰С, и давления р™, МПа, рабочей жидкости в поточном ИЛ.

8.4.6Д9 Определение параметров ГХ ПМР При любом способе реализации ГХ (в ПЭП или ИВК) проводят следующие операции.

а) Для каждого z-го измерения ву-йточке расхчда вычисляюызначение массы рабочей жидкости МрЭ, т, используя результаты изм-р-ний ПУ и поточного ПИ, по формуле

ч

М..'   С; ■ ™^Пр"; ■ !0-3                                  ((5)

гда    п₁₁р⁵'у -             калиброваннооо участка ГУ, приведенная к рабочим условиям

(тампаватува и давлению рабочей жидкости) в ПУ при i-м измавайии в j-P точке расхода, м3 вычисляют по формуле ((6);

РпрУ' - плотность рабочей жидкости, измаваййая поточным ИП и пвивадаййая к рабочим условиям в ПУ при i-м измавайии в j-P точке расхода, кг/м3, вычисляют по формуле ((7).

б) Знйчeнйeа'_IГПв’   ^в ыыиcллюнп п фооммле

НПУу =    • [( + 3аДf!}* - 20)] ■ (1 + 2^ ■ Р^пу)               ((6)

где i ■ - коэффициент линейного васшивайия матавиаеа стенок ПУ, “С⁴ (из таблицы А. ( приложения А);

Е - модуль упругости матавиаеа стенок ПУ, МПа (из таблицы А. ( приложения А);

D и 5 - диамасм и толщина стенок калиброванного участка ПУ соответственно, мм (из эксплуатационной документации на ПУ).

в) Знйчeнйeа)B™'л вк/мB ,, ычпояютпо с^ормул рПРь = Р^ПП [( +                  ■ [( + Гжц ■ (РпУ - РуП)]              ((7)

где        - коэффициент объемного васшивайию рабочей жидкости, зйачайиа которого

оовадаеюат ИВК по алгоритму,  в-^зваботаййомл согласно Р 50.2.075-20Ю или

Р 50.2.076-20Ю, °C¹;

Гж1у - коэффициент сжимаемости рабочей жидкости, зйачайиа которого оовадаеюат ИВК по алгоритму, в-зваботаййомл согласно Р 50.2.075-20Ю или Р 50.2.076-20(0, МПа⁴.

где nj - количество измерений в j -й точке расхода.

Оценивают среднее квадратическое отклонение (далее - СКО) результатов определений средних арифметических значений коэффициентов коррекции для точек расхода в рабочем диапазоне 5Диан, %, по формуле

В случае невыполнения условия (22) в какой-либо точке расхода дальнейшую обработку результатов измерений прекращают, выясняют и устраняют причины, вызвавшие невыполнение условия (22). Повторно проводят операции по 8.4.6.13 - 8.4.6.18, 8.4.6.21.

При выполнении условия (22) проводят дальнейшую обработку результатов измерений.

Вычисляют среднее арифметическое значение коэффициента коррекции измерений массы для ПМР в рабочем диапазоне расхода МБдиап по формуле

Вычисляют новое значение градуировочного коэффициента Кгр по формуле

К_Гр = К_р^ЭП • MFдиап                                  (24)

где    КПЭП - раадуировочныгй коэффициннт, определенный при предыдущей поверке или

заводской калибровке и установленной в ПЭП.

Примечание — Новое значение Кгр определяют только для ПЭП, не имеющего функцию ввода коэффициента коррекции МБи™.

8.4.6.22 ГХ реализуют в ИВК

Вычисляют значение К-фактора для /-го измерения в j-й точке расхода КБу,

Вычисляют среднее значение К-фактора для j-й точки расхода KF;, импульсы/т, по

определений средних арифметических значений К-фактора для точек расхода:

а) в рабочем ддапазоне 5Д^_П, %, если ГХ реализуют в виде постоянного значения К-фактора в раОочем диапазоне, по формуле

где      t(p,_n) - ква irriijib paciipc;icjieii ия Огыолеи'га (коэффи iiiieiri\ зависящий отт

доверительной вероятности Р и количества измерений n (п=£ Пу), значение которого определяют из таблицы В.1 приложения В);

^ДГГп - значение СКО, определенное по формуле (21).

б) Оппрддллнни cиитeмaтииeескйcocтaвллюю^eйппгpршнecти

Систематическую составляющую погрешности ву, %, определяют по формуле

"■ = 1,1 • J(-n.y)2 + (<5пп) 2+(e_t)2 + (-.•") ² +                                   ⁽³¹⁾

где    <Пу - пределы допускаемой относительной по:рэеш1ности ПУ) %;

^пп - пределы допускаемой относительной погрешности поточного 1111 (из свидетельства о поверке), %;

О, - дополнительная составляющая систематической погрешности, обусловленная погрешностью измерений температуры, %;

#К°^И - пределы допускаемой относительной погрешности ИВК при вычислении К-фактора ПМР (из свидетельства о поверке), %;

0MF                                    ~

диГп - составляющая систематической погрешности, вызванная усреднением (аппроксимацией) коэффициента коррекции (МГдиш) в рабочем диапазоне, %;

8тас - значение относительной погрешности стабильности нуля ПМР, %.

Значение дополнительной составляющей систематической погрешности вычисляют по формуле

Gt = Дж max ■ V №пу)² + (Афп)² ’100                      @2)

где Ржтах - максимальное из ряда значений Д_жу, определенных ИВК по алгоритму согласно Р 50.2.075-2010 или Р 50.2.076-2010, С’¹;

Atny, Atnn - пределы допускаемых абсолютных погрешностей датчиков температуры (или термометров), используемых в процессе поверки для измерений температуры рабочей жидкости в ПУ и поточном ПП, соответственно (из действующих свидетельств о поверке), ⁰С.

Составляющую систематической погрешности 0ДИГп, %, определяют по формуле

(Мп = 1оо ■

^{1 11} диап

max

((()

Примечания:

• 1 При проверке ИК массового расхода СИКН дополнительной систематической погрешностью ПМР, вызванной изменением давления рабочей жидкости при эксплуатации от значения, имеющего место при поверке, пренебрегают.

• 2 Относительную погрешность стабильности нуля (б²,'™') определяют только для тех ПМР, для которых 50ш^е является составляющей относительной погрешности ПМР (согласно описанию типа, учитывая тип ПЭП).

  в) Определение относительной погрешности

  Относительную погрешность ИК массового расхода S, %, определяют по формуле

  f

  Zp • (0_Z + f), если 0,8 < -557-^диап

  <                           д

  ^бх ^если TMF > ⁸

  ^диап

  А

  <8,

  ►

  >

  ((5)

где Zp - коэффициент, зависящий от доверительной вероятности Р и величины1 соотношения ~йр-, значение которого берут из таблицы И.2 приложения И.

Кдиап

8.4.6.26 Определение плерешнпстей нои реапрзвции ГХ ПМР в ШЖ в виде постоянного значения К-фактора (импульсы/т)

При таком виде реализации РХ в ИИК составляющие погрешности и относительную погрешность определяют для рабочего диапазона.

а) Определение случайной составляющей погрешности

Случайную составляющую погрешности в, %, определяют по формуле

Р _ t . cKF

с — L(P'ri) '-'диап

5^ДИап - значение СКО , определенное по формуле (277).

Пеемпчареп - При спепдплпрее пееремают: n=£ n..

б) Определение систематической составляющей погрешности Систематическую составляющую погрешности бу, %, определяют по формуле

»х = 1,1 • J(5ny)2 + (Дп)2+(ВД2 + (5ДОИ)² + (вДИва)² + T').           ⁽³⁷⁾

б) Определение систематической составляющей погрешности Систематическую составляющую погрешности бу, %, определяют по формуле

'ък = 1,1 ’

где    OF - составляющая систематической погрешности, обусловленная аппроксимацией

ГХ ПМР в k-ом поддтапазоне расхода, %;

<Т^{С _} осностсельнаа погрешность ссабтльносст нула в k-ом поддтапазоне, %.

Составляющую стссемастчессое погрешностт, обусловленную аппрокстмацтее ГХ ПМР в k-ом поддтапазоне расхода 6^^F, %, определяют по формуле

KF; - KFy₊₁ «м

Осностсельную погрешность ссабтльносст нула SOkaC %, определяют по формуле ZS

= п-----—,--¹⁰⁰

Qkmin т Qkmax где    Qkmin, Qkmax - мтнтмальное т макстмальное значента расхода в k-ом поддтапгзюне

(в начале т в конце k-го поддтапазона) соответственно, с/ч.

в) Опреддленнт oтнocисeльнoйпoгpгшеocти Относттельную погрешность ИК массового расхода Sk, %, определают по формуле f

%р ■ (6sk + £к)> еслн 0,8 <

Ьь

о        o^k

0_zk, еслт

I                  Ьк

где Zp - коэффициент, зависящщй от доверительной вероятности Р т величины соотношента -Цт, значенте которого берут тз таблтцы В.2 пртложента В.

5/с

• 8.4.6.28 Оцентванте относттельных погрешностей

Оцентвают значента относттельных погрешностей, определенных по формуле (35), (39) тлт (44) - в завтстмостт от способа т втда реалтзацтт ГХ, дла чего проверают выполненте условте:

- дла ИК массового расхода с ПМР, тспользуемого в качестве контрольного

(|5|,Ю < ±0,20 %

- дла ИК массового расхода с ПМР, тспользуемого в качестве рабочего

(|<ЯЮ < ±0,25 %                         (46)

Еслт дла ИК массового расхода с ПМР, пртменаемого (эксплуаттруемого) в качестве контрольного, не выполнаетса условте (45) т дла ИК массового расхода с ПМР, эксплуаттруемого в режтме рабочего, не выполнаетса условте (46) - в завтстмостт от втда реалтзацтт ГХ, то выаснают пртчтны, устранают тх т проводат повторные операцтт.

Прт невыполнентт одного тз условте (45) т (46) рекомендуетса:

• - увелтчтть колтчество тзмеренте в точках расхода;

• - уменьштть рабочте дтапазон, еслт ГХ ПМР реалтзуетса в ПЭП в втде постоянного значента градутровочного коэффтцтента (Кгр) тлт коэффтцтента коррекцтт (meter-factor - МП'.тап), тлт в ИВК в втде постоянного значента К-фактора в рабочем дтапазоне (KFдсар, тмпульсы/т);

• - увелтчтть колтчество точек разбтента рабочего дтапазона (уменьштть поддтапазон расхода), еслт ГХ ПМР реалтзуетса в ИВК в втде кусочно-лтнеёноё аппрокстмацтт значенте (KF), тмпульсы/т).

• 8.4.6.29 ОперациОпо 8.4.т поо8одбтр автдматизированномрежиме пнaсгopпомaм в соответствтт с МИ 3272-2010, реалтзованным в ИВК.

• 8.4.6.30 РезультатыповеркпИК мтссов мго pмтмoм анефти при ксмгсакоермcпимoбс счттают положттельнымт, еслт относттельнаа погрешностт ИК массового расхода нефтт

не выходит за пределы ±0,25 % для ИК массового расхода с ПМР, используемым в качестве рабочего, и ±0,20 % для ИК массового расхода с ПМР, используемым в качестве контрольного.

• 8.4.7 Определение метрологи чески.х характеристик ИК плотности нефти

• 8.4.7.1 Комплектный способ определения относительной погрешности ИК плотности нефти является предпочтительным. При отсутствии необходимых эталонов или при невозможности их применения определение абсолютной погрешности ИК плотности нефти проводят покомпонентным (поэлементным) способом.

• 8.4.7.2 Проверяют соответствие введенных в память ИВК коэффициентов значениям, приведенным в свидетельстве о поверке поточного Ш1 (при поэлементной поверке) или СИКН (при комплектной поверке).

• 8.4.7.3 Определение абсолютной погрешности ИК плотности нефти производится при одновременном измерении плотности нефти ИК плотности нефти СИКН и эталонным плотномером при значениях температуры и давлении нефти в рабочем диапазоне их изменений.

• 8.4.7.4 Измерение плотности, температуры и давления нефти производится в следующем порядке.

а) Устанавливается расход нефти в БИК в пределах от 0,5 до 1,0 м3/ч. Изменение значения плотности нефти при измерениях не должны превышать кг/м3 в течение 5 минут, изменение значения температуры нефти при измерениях не должны превышать 0,1 ⁰С в течение 5 минут, изменение значения давления нефти при измерениях не должны превышать 0,05 МПа в течение 5 минут.

б) При достижении условий, производят измерение плотности ИК плотности СИКН и эталонным плотномером, а также температуры и давления нефти с помощью СИ давления и температуры из состава БИК. Измерения плотности ИК плотности СИКН и эталонным плотномером, измерение температуры и давления нефти выполняют не менее 3 раз.

• 8.4.7.5 Абсолютную погрешность ИК плотности нефти определяют по формуле

Д=р-£>₀                                  (47)

где    р - результат измерений плотности ИК плотности нефти, кг/м³;

D_o - результат измерений плотности эталонным плотномером, приведенный по температуре и давлению к условиям измерения поточного ПП в соответствии с Р 50.2.075-2010 или Р 50.2.076-2010, кг/м3.

• 8.4.7.6 Результаты поверки по 8.4.7.5 считают положительными, если абсолютная погрешность ИК плотности нефти не выходит за пределы ±0,3 кг/м3.

• 8.4.7.7 При положительных результатах поверки по 8.4.7 в протокол поверки заносят градуировочные коэффициенты поточного НИ. Если абсолютная погрешность превышает указанные пределы, то поточный ПП градуируют по методике, приведенной в приложении Г. Определяют 2 раза абсолютную погрешность ИК плотности нефти с новым коэффициентом К0 в соответствии с 8.4.7.4 - 8.4.7.5.

• 8.4.7.8 Рекомендуемая форма протокола при выполнении операции по 8.4.7 приведена в приложении 2 МИ 2403-97.

• 8.4.8  Определение относительной погрешности измерений массы брутто нефти

• 8.4.8.1 Относительнаяпогреш погрьприизмерениимаесы брутто нефтт при прямрм методе динамических измерений принимается равной относительной погрешности ИК массового расхода нефти.

Система измерений количества и показателей качества нефти № 593                     Методика поверки

ООО «Томская нефть»                                                             МП 37549

• 8.4.8.2 Результаты поверки считают иоложительными, если относительная погрешность измерений млссы брутто ечфом еч сыхлдит зл прчдчоы ±0,25 %.

8.4.9 Определение относительной погрешности измерений массы нетто

• 8.4.9.1 Относительную попрут ноелг измерений мичеы нетто нефти бен, Ии, вычисляют пл флрмуоч

  5мн

  

  (48)

Зм - относительная почетность при измерении массы брутто нефти , %; Ду - лбслоютнля плгрчшнлстп лпрчдчочния млсслслй длои слды с нчфти, %;

- лбслоютнля плгрчшнлстп лпрчдчочния млсслслй длои холристых слочй с

нчфти, %;

Ду - лбслоютнля плгрчшнлстп лпрчдчочния млсслслй длои мчхлниччстих примчсчй с нчфти, %;

Жв - млсслсля длоя слды с нчфти, %;

Жхс - млсслсля длоя холристых слочй с нчфти, %;

Жш - млсслсля длоя мчхлниччстих примчсчй с нчфти, %.

• 8.4.9.2 Aбcoлютнyютюгpешоиельoпиеосоь ниямасооний млсн^й ы ли ефти Ду, %, сычисоятт^:

- при лпрчдчочнии млсслслй длои слды с испытлтчопнлй олблрлтлрии пл ГОСТ 2477-2014 с сллтсчтстсии с ГОСТ 33701-2015 пл флрмуоч

(49)

гдч    R_Wb - показатель воспроизсодимости метода по ГОСТ 2477-2014, выраженный с

млсслсых длоях, %;

t_Wb - плтлзлтчоп плстлрячмлсти мчтлдл пл ГОСТ 2477-2014, сырлычнный с млсслсых длоях, %;

- при сычисочнии млсслслй длои слды с нчфти пл рчзуоптлтлм измчрчний лбъчмнлй длои слды с нчфти плтлчным солглмчрлм пл флрмуоч

гдч Дус - лбслоютнля плгрчшнлстп измчрчний лбъчмнлй длои слды с нчфти солглмчрлм с уччтлм плгрчшнлсти измчрчний сигнлолс сиоы плстляннлгл тлтл ИВК, %.

• 8.4.9.3 Абсолютную погнею ностг определения мочновой доли мeдтьичeекиx примчсчй с нчфти Ду , %, с сллтсчтстсии с ГОСТ 33701-2015 сычисояют пл флрмуоч

  
  

  (51)

Гмп - плтлзлтчоп плстлрячмлсти (схлдимлсти) мчтлдл пл ГОСТ 6370-83, %.

• 8.4.9.4 Aбcoлютнуюпoгтешо остг ооpедeлeниямеccoвoй доли ллидлстых лриейв нчфти Ду , %, с сллтсчтстсии с ГОСТ 33701-2015 сычисояют пл флрмуоч

|Ri_c + 0,5 • r_x²_c

где    R_Xc -           воспроизводимости метода определения концентрации хлористых

солей по ГОСТ 21534-76, выраженный в массовых долях, %;

Гхс - показатель повторяемости (сходимости) метода определения концентрации хлористых солей по ГОСТ 21534-76, выраженный с массовых долях, %.

• 8.4.9.5 Показатель воспроизводимости метода определения концентрации хлористых солей по ГОСТ 21534-76 принимают равной удвоенному значению показателя повторяемости (сходимости). Значение показателя повторяемости (сходимости), выраженное в массовых долях, %, вычисляют по формуле

0,1'1хсм ^ХС ^_

РН20

где    х_Хсм - показатель повторяемости ссходимостиС метода по ГОСТ 21534-76, мг/дм³.

• 8.4.9.6 Результаты! льтетк и счирают чотожительлыми, ьсли отнслительнао погрешность измерений массы несто нефти не выходит за пределы ±0,35 %.

• 9.1  При положительных результатах поверки СИКН оформляют свидетельство о поверке с нанесением на него знака поверки и протокол, рекомендуемая форма которого, приведена в Приложении Д.

• 9.2  При отрицательных результатах поверки СИКН к эксплуатации не допускается и оформляется извещение о непригодности.

(справочное) Коэффициенты линейного расширения (at) и значения модуля упругости (Е) материала стенок ТПУ

А.1 Коэффициент линейного расширения и значение модуля упругости материала стенок ПУ определяют из таблицы А. 1.

Таблица А.1 - Коэффициенты линейного расширения и значения модуля упругости материала стенок ПУ

(рекомендуемое)

Вычисление значений УЩЩру и рру при использовании ИВК

Б.1 Значение Vppy вычисляют по формуле

Т/ПУ _ т/ПУ . bt . Ъ-Р ^vnpij _ ^ио K-ij K-ij

где    kjj - коэффициент, учитывающий влияние температуры рабочей жидкости на

вместимость ПУ, значение которого вычисляют по формуле kt = l + 3a_t-(t!}^y-10)

к- коэффициент, учитывающий влияние давления рабочей жидкости на вместимость ПУ, значение которого вычисляют по формуле

р 0,95 • Л _рПУ

к^р — 1 -L. —__рПУ

^к4 - ^{1 +} Е ■ s

Б.2 Значение p   вычисляют по формуле

пПУ = рП ■ ^kiJ ■ Kj

где kfj - коэффициент, учитывающий разность температуры рабочей жидкости в поточном 1111 и ТПУ при /-ом измерении в j-ой точке расхода, значение которого вычисляют по формуле

^■7 = 1 + Ржц ■ (tjⁿ - С)

kff - коэффициент, учитывающий разность давления рабочей жидкости в поточном

1111 и ПУ при i-ом измерении в у-ой точке расхода, значение которого вычисляют по формуле kff _ 1 + Уш) ■        Р'. I

(справочное)

Определение значений квантиля распределения Стьюдента t(p,n) и коэффициента Zp

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

Таблица В.1 - Значения квантиля распределения Стьюдента t(p,n) при Р=0,95

В.2 Значение коэффициента Zp при Р=0,95 в зависимости от величины соотношения 6s/S определяют из таблицы В.2 (0\// => e^/S^an, или &//S^Ooi> ^1L111 &//$к^Р ■

Таблица В.2 - Значения коэффициента Zp при Р=0,95

(справочное)

Методика градуировки поточного 1111 в условиях эксплуатации

Г.1 Вычисляют среднюю погрешность поточного 1111 из состава ИК плотности по трем результатам измерений при поверке по формуле

. _ Д1 + Дг + Дз

^Дср- ±     ₃

Г.2 Новое значение коэффициента КОнов вычисляют по формуле

К0_НОВ = КО - Дср                                   (Г.2)

(рекомендуемое) Форма протокола поверки СИКН

№________________отг«_____»_______20___г.

Средство измерений (СИ)______________________________________________________

наименование, тип, год выпуска, регистрационный номер в Федеральном фонде по обеспечению единства измерений

заводской номер (номера)________________________________________________________

принадлежащее______________________________________________________________

наименование юридического (физического) лица

поверено_______________________________________________________________________

наименование величин, диапазонов, на которых поверено средство измерений , (если предусмотрено методикой поверки)

поверено в соответствии с_______(заполняется в соответствии с описанием типа)_______

наименование и номер документа на методику поверки

с применением эталонов:_________________________________________________________

наименование, заводской номер, регистрационный номер (при наличии), разряд, класс или

погрешность эталона, применяемого при поверке

при следующих значениях влияющих факторов:___________________________________

приводят перечень влияющих факторов, нормированных в документе на методику поверки, с указанием их фактических значений

• - температура окружающего воздуха ,⁰С;

• - атмосферное давление, кПа;

• - относительная влажность, %;

Результаты операций поверки:

• 1 Внешний осмотр_________________________________________________________

• 2 Опробование_______________________________________________________________

• 3 Определение (контроль) метрологических характеристик

Результаты проверки метрологических характеристик СИКН:

3.1 Измерительногоканаламаасового рааходднефтиприведдны в таблиие!, 2,3 и 4:

Таблица 1 - Исходные данные

Таблица 2 - Результаты единичных измерений без применения ТПР

Таблица 3 - Значения коэффициентов, использованных при вычислениях

Таблица 4 - Результаты поверки измерительного канала массового расхода с рабочим ПМР

Методика поверки

МП 375-19

Таблица 5 - Результаты поверки измерительного канала массового расхода с контрольным ПМР

Методика поверки

МП 375-19

3.2 Измерительного канала плотности нефти приведены в таблице 5:

Таблица 5- Определение абсолютной погрешности измерительного канала плотности нефти

• 3.3 Измерительного канала давления нефти

Результаты поверки положительные, если пределы допускаемой приведенной погрешности измерительного канала давления нефти, не более ±0,5 %.

• 3.4 Измерительного канала температуры нефти

Результаты поверки положительные, если пределы допускаемой абсолютной погрешности измерительного канала температуры нефти, не более ±0,2 ⁰С.

Заключение: на основании результатов первичной (периодической) поверки СИ (не) соответствует метрологическим требованиям.

Система измерений количества и показателей качества нефти № 593 ООО «Томская нефть»

Методика поверки

МП 375-19